CC BY
35ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
УДК 622.691.4
Н.С. Арбузов1, e-mail: arbuzov@imsholding.ru; М.В. Лурье2, e-mail: lurie254@gubkin.ru
1 ООО «ИМС Индастриз» (Москва, Россия).
2 РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, Россия).
Оптимизация процесса освобождения нефтепровода от нефти отбором жидкости на одном конце участка и закачкой инертного газа на другом конце
Рассматривается оптимизация процесса опорожнения участка нефтепровода (или нефтепродуктопровода) от нефти путем отбора жидкости на одном из концов участка и закачки инертного газа на другом конце. Как правило, речь идет об участке трубопровода, заключенном между двумя последовательными задвижками, что позволяет, откачивая жидкость с одного участка, одновременно закачивать ее в соседний участок «за задвижку». Для обеспечения целостности столба жидкости в освобождаемом участке трубопровода, обладающем сложным профилем со спусками и подъемами, в трубопровод закачивают инертный газ (например, азот), поддерживающий давление на должном уровне. Проникновению газа в жидкость препятствует герметизирующий поршень, который помещается на границе вытесняемой и вытесняющей фаз и движется вместе с этой границей. Поскольку получение азота на специальных передвижных азотных станциях представляет собой относительно дорогостоящее мероприятие, то рассматривается вопрос о том, как минимизировать количество азота, используемого в процессе вытеснения нефти из рельефного трубопровода. Показано, как эта задача решается в зависимости от профиля нефтепровода и заданного расхода отбора нефти.
Ключевые слова: нефтепровод, нефтепродуктопровод, профиль, вытеснение жидкости газом, откачка жидкости, нагнетание газа, поршень, газовая полость, гидравлический уклон, самотечный участок, оптимизация, математическое моделирование, численный расчет.
N.S. Arbuzov1, e-mail: arbuzov@imsholding.ru; M.V. Lurie2, e-mail: lurie254@gubkin.ru
1 IMS Industries (Moscow, Russia).
2 Gubkin Russian State Oil and Gas University (National Research University) (Moscow, Russia).
Optimization Of Displacement Fluid Process From Oil Pipeline By The Liquid Withdrawal At One End Of Segment And By The Injection Of An Inert Gas On The Other End
The optimization of process emptying pipeline section from the oil or oil product by the selection the liquid at one end of section and by the injection of inert gas at the other end is studied in this paper. As a rule, it is a pipe section lying between two successive valves that allows pumping out the liquid from one section into other one lying behind «valve». To ensure the integrity of the liquid column in the exempt cavity of the pipeline section which has a complex profile with the ups and downs some inert gas (for example, the nitrogen) is pumped into the pipeline to maintain the pressure at the right level. The sealing pig placed at the boundary of the displacing phase and moved together with this border to prevent penetration gas into liquid. Since obtaining nitrogen in special mobile nitrogen stations is a relatively expensive process, the question arises how to minimize the amount of nitrogen used in the process of oil displacement of the pipeline. Present study is showing how the problem can be solved if to take in account the pipeline profile and a given rate of liquid withdrawal.
Keywords: oil pipeline, oil product pipeline, the profile, the displacement of the gas by a liquid, withdrawal, injection of an inert gas, pig, gas cavity, hydraulic gradient, gravity flow, optimization, mathematical modeling, numerical calculation.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 november 2016
103
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
Опорожнение участков нефте- или не-фтепродуктопровода, пролегающего по местности с пересеченным рельефом, представляет собой сложную в технологическом отношении задачу [1-3]. Если просто открыть задвижку в конце участка трубопровода, то полного опорожнения его внутренней полости не произойдет, поскольку жидкость останется во всех сегментах трубы между последовательно расположенными вершинами профиля. Извлечь оставшуюся жидкость можно лишь путем дополнительного сверления трубы, однако такая операция ослабила бы несущую способность трубопровода. Можно также вытеснять нефть водой при наличии поршня на границе между двумя жидкостями, однако такой процесс привел бы к новой проблеме - как потом отделить нефть или нефтепродукт от воды и удалить воду из самого трубопровода.
Решение рассматриваемой задачи возможно путем замены вытесняющего агента - воды - каким-либо инертным газом, не образующим с парами нефти или нефтепродукта взрывоопасной смеси, например азотом [3-6]. Известно, что создание инертной газовой среды в технологических объемах является самым надежным и проверенным способом предотвращения пожаров и взрывов при проведении различного рода технологических работ, в том числе для опорожнения участков нефте- или не-фтепродуктопроводов. Инертный газ обычно используют в комбинации с водяными и гелиевыми пробками, заключенными между серией поршней-разделителей. Например, впереди идет вытесняемая нефть, за ней разделитель с резиновыми или полиуретановыми манжетами, далее - гелиевая пробка, за ней - полиуретановый поршень, за которым следует моющий раствор, потом опять поршень-разделитель и, наконец, инертный газ [4, 5]. Современная система вытеснения нефти газом содержит мобильную азотную установку, предназначенную для полу-
чения газообразного азота и последующего его нагнетания в нефтепровод, поршни - разделители сред, подвижную насосную установку, предназначенную для откачки нефти из трубопровода, а также устройства контроля параметров процесса [4, 5]. В соответствии с наиболее прогрессивной технологией жидкость откачивают на одном конце участка, направляя ее в соседний участок того же нефтепровода, отделенный от него задвижкой. Образующуюся пустоту заполняют инертным газом, который нагнетают в трубопровод мобильной азотной станцией, установленной в начале участка [7, 8]. Одно из основных требований, предъявляемых к рассматриваемой технологии, состоит в том, что давление газа в газовом пространстве освободившейся полости трубопровода должно быть достаточным для того, чтобы столб движущейся жидкости оставался целостным, т. е. давление во всех его сечениях превышало упругость насыщенных паров вытесняемой жидкости. Для выполнения этого требования необходимо достаточное количество азота. Извлечение азота из воздуха в достаточно больших объемах представляет собой дорогостоящую технологию, особенно в полевых условиях. Однако преимущества этой технологии перед другими очевидны, поэтому ее использование постепенно находит все более широкое применение в трубопроводном транспорте. В связи с этим правомочно поставить вопрос, как оптимизировать параметры рассматриваемой технологии, чтобы количество используемого азота было минимально. Иными словами, какими должны быть параметры процесса вытеснения, обеспечивающего полное удаление жидкости из трубопровода, но использующего наименьшее количество азота.
ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
На рис. 1 изображен участок АК рельефного нефтепровода, имеющий протяженность L и обладающий про-
филем z(x). В конце К участка расположен поршневой насос, отбирающий нефть из участка и закачивающий ее в соседний участок нефтепровода. В начале А участка поршневой компрессор закачивает в трубопровод инертный азот, генерируемый передвижной азотной станцией.
Сформулируем основные требования, которым должны удовлетворять параметры рассматриваемого процесса.
1. Поскольку откачку нефти осуществляет насос, то первым необходимым условием его работы является требование к минимальному давлению рк в линии его всасывания. Это давление должно удовлетворять условию
р > р + р дИ ,
гк гу ^н^ кав.
где ру - упругость насыщенных паров нефти; рн - ее плотность; д - ускорение силы тяжести; И - кавитационный
кав. ^
запас насоса. Иными словами, подпор Ип в конце участка трубопровода должен удовлетворять условию Ип » р у^рнд + Икав бескавитационной работы насоса, т. е. линия гидравлического уклона должна приходить в конец участка трубопровода в точку К с напором большим, чем z + р /р д + И .
к гу' кав.
2. Вторым необходимым условием осуществления рассматриваемой технологии является условие неразрывности столба вытесняемой нефти. Иными словами, абсолютное давление р(хД) в любом сечении нефтяного столба должно быть больше упругости насыщенных паров нефти, а это означает, что линия гидравлического уклона должна всюду проходить выше ее профиля z(х) на величину ру/рнд [9].
ПОСТРОЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО РЕШЕНИЯ
Изобразим на плоскости (хд) линию Н(х) гидравлического уклона, отвечающую уклону 1,рассчитанному по заданной скорости и откачки нефти 1 = A,'u2/2gd (Я, - коэффициент гидравлического сопротивления;d - внутренний
Ссылка для цитирования (for citation):
Арбузов Н.С., Лурье М.В. Оптимизация процесса освобождения нефтепровода от нефти отбором жидкости на одном конце участка и закачкой инертного газа на другом конце // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 11. С. 103-107.
Arbuzov N.S., Lurie M.V. Optimization Of Displacement Fluid Process From Oil Pipeline By The Liquid Withdrawal At One End Of Segment And By The Injection Of An Inert Gas On The Other End (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016. No. 11, P. 103-107.
104
№ 11 ноябрь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
Азот Nitrogen
Линия гидравлического уклона Hydraulic gradient line
.V » 0 x = 14
Азот Nitrogen (t^
Азот Nitrogen
Нефть Oil
L X
X m L X
Нефть Oil
Нефть Oil
Рис. 1. Схема вытеснения нефти газом (азотом) Fig. 1. Diagram of oil displacement with gas (nitrogen)
диаметр трубопровода), и проходящую через минимально допустимую высоту zк + ру/рнд + Ь|кав в конце участка трубопровода. Назовем эту линию предель-
ной линией гидравлического уклона; на рис. 1 линия г = Н(х) представлена тонким пунктиром черного цвета. Уменьшение напора ниже этой линии
влечет за собой возникновение в трубопроводе участков самотечного течения (на рис. 1 это участки БС и ЕМ), на которых давление равно ру/рнд. Отметим, что предельную линию г = Н(х) можно строить с помощью вычислительного итерационного алгоритма, изложенного в работе [10].
Однако давление в точках столба вытесняемой нефти должно быть всюду больше ру упругости ее насыщенных паров. Поскольку столб х Е (гЛ,1) движущейся нефти постоянно уменьшается по протяженности, линия гидравлического уклона, удовлетворяющая в интервале гЛ « х « L условиям 1 и 2, а также имеющая минимальное возвышение над горизонтом, представляется отрезками прямой, выделенной на рис. 1 утолщенным синим пунктиром. При этом левый конец линии скользит вдоль ранее построенной предельной линии г = Н(х) гидравлического уклона, правый же конец К(1) определяет непрерывно изменяющийся напор в конце участка трубопровода, т. е. подпор насоса.
Рассчитаем, как изменяется масса МДЦ газа, находящегося в трубопроводе, в процессе вытеснения с постоянным отбором нефти. Эта масса определяется выражением
мгф=ргЮ5Ы:=^а*=(1)
где рг(1:) - плотность газа в трубопроводе в произвольный момент времени; рг(1:) - давление в газовой полости участка трубопровода; R - газовая постоянная (для азота R = 297 Дж/(кг К)); ат = - изотермическая скорость звука; Т - абсолютная температура; S - площадь сечения трубопровода. В зависимости от координаты х поршня масса газа в трубопроводе представляется равенствами
Мг(х)=рг(х)5х=Дгхрг(х). (2)
т
В оптимальном режиме вытеснения распределение рг(х) давления известно рнд[Н(х) - г(х)], т. е. определяется расстоянием точек линии г = Н(х) до профиля трубопровода, следовательно, известна и зависимость Мг(х). Иными словами, можно заранее рассчитать, как изменяется масса газа в трубопро-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 november 2016
105
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
воде в процессе его оптимального опорожнения. На рис. 2б эта зависимость представлена линией синего цвета. На рис. 2а линия зеленого цвета изображает профиль трубопровода (экспериментального стенда протяженностью 50 м и диаметром 100 мм), а линия красного цвета - предельную линию гидравлического уклона (и = 2 м/с). Из рис. 2б следует, что кривая Мг(х) имеет участки как возрастания, так и убывания, т. е. для того, чтобы режим вытеснения был оптимальным,необходима не только закачка газа в трубопровод, но в определенные моменты времени и его отбор из трубопровода. Производная по времени от массы МДЦ газа определяет массовый расход закачиваемого газа
Л , , с1М Л) с1М (х) Би й г , „ , ,
поэтому можно построить кривую Qr(x), показывающую, как изменяется расход газа по мере продвижения поршня от начала участка к его концу. Эту зависимость можно видеть на рис. 2в, из которого следует, что на некоторых стадиях процесса масса газа Мг(Ц убывает, т. е. расход газа отрицателен. Таким образом,алгоритм квазиоптимального нагнетания газа в трубопровод состоит в том, что подача газа в трубопровод осуществляется в режиме, определяемом графиком функции Qг(t), с прекращением подачи газа в те моменты, когда массу газа нужно уменьшать, т. е. отбирать газ из трубопровода. Иными словами, в оптимальном режиме процесса требуется регулируемая подача газа с переменным расходом.
НАГНЕТАНИЕ ГАЗА С КУСОЧНО-ПОСТОЯННЫМ РАСХОДОМ
Однако в реальных условиях отбор газа из полости трубопровода не предусмотрен, поэтому 0г(х) » 0, а функция Мг(х) может только возрастать. Отсюда следует, что, строго говоря, осуществить «оптимальное» вытеснение нефти газом невозможно. Тем не менее можно существенно уменьшить объем газа, требующийся для поддержания целостности движущегося столба жидкости. Для этого достаточно в моменты времени, в которые расход газа должен быть
Рис. 2. Построение оптимального режима вытеснения нефти газом Fig. 2. Construction of the optimal mode of oil displacement with gas
отрицательным, положить его равным 0, т. е. отключать азотную нагнетательную станцию. Тогда в интервалах, в которых масса Мг(х) газа должна убывать, ее следует положить неизменной, т. е. M = const.
г
Если масса газа достигает своего максимального значения M в некотором
max г
сечении x, внутри рассматриваемого участка трубопровода (рис. 2б), можно вообще прекратить закачку газа в трубопровод начиная с момента времени t, x,/u, в который масса уже закачанного газа достигает максимального значения. В этом случае упругого запаса газа будет достаточно для того, чтобы завершить процесс вытеснения при отключенной нагнетательной станции. С практической точки зрения особый интерес представляет ответ на вопрос, как осуществлять процесс вытеснения нефти газом при условии, что нагнетательная станция азота может работать лишь с кусочно-постоянной подачей
газа, т. е. подача газа либо постоянная, не равная 0, либо отсутствует вовсе. Поскольку наименьшая из возможных подача газа является предпочтительной, возникает вопрос, каково ее значение.
Предположим, что нагнетательная станция в течение времени t, обеспечивает постоянный массовый расход Qг = const. газа, а в оставшееся время отключена, т. е. 0г = 0. Тогда масса M(x) газа в произвольном сечении x = i)t участка определяется зависимостью
Мг(х) =
— х, если 0<x<ut,, В (4)
0Л = Мтах'еСЛИХ>1Л*-
На рис. 2г ее график изображен фиолетовой линией. При этом угол наклона графика на возрастающем участке зависит от отношения 0г /и т. е. от заданного расхода газа (при известной скорости отбора жидкости).
106
№ 11 ноябрь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
Очевидно, что если кривая МДх) проходит всюду выше кривой Мг(х), рассчитанной по формуле(3) оптимального режима вытеснения, то масса газа в трубопроводе в каждый момент времени будет превышать значение, требуемое условиями обеспечения неразрывности столба вытесняемой жидкости. Отсюда следует, что допустим любой расход Qr газа, определяемый совокупностью двух условий: кривая Мг(х) всюду проходит выше расчетной кривой Мг(х); масса газа, закачанного к моменту времени 1,, равна Мтах, причем время ^ определит общую продолжительность подачи газа в трубопровод.
Минимальное значение (0 ) . = О,
\ г'тт *
расхода газа, которое обеспечивает неразрывность (целостность) столба вытесняемой жидкости, определяется наклоном О,/) = М Д, касательной к
** тах' *
графику функции Мг(х), проведенной из начала системы координат пло-
скости (х,М) (рис. 2г). Значения 0, и 1,, найденные указанным способом, дают требуемый расход газа, который должна обеспечивать азотная нагнетательная станция, и время, в течение которого она должна нагнетать газ в трубопровод. Обе величины могут быть рассчитаны заранее по профилю г(х) трубопровода на рассматриваемом участке и известной скорости и откачки жидкости. Впрочем, если допустить, что азотная нагнетательная станция может иметь не одно, а несколько постоянных значений подачи газа (например, при использовании нескольких одинаковых станций отключать часть из них), можно еще более уменьшить расход нагнетания, если переход из начала координат плоскости (х,М) к прямой М = Мтах осуществлять по кусочно-линейной кривой МДх), проходящей всюду выше графика функции Мг(х).
ВЫВОДЫ
Для участка нефтепровода (или нефте-продуктопровода), имеющего сложный профиль, можно предложить оптимальный режим вытеснения жидкости газом, в котором требуется наименьшая из возможных подача инертного газа (например, азота); изложен алгоритм нахождения такого режима. Показано, что нагнетание газа может быть ограничено конечным временем, а именно моментом, в который будет достигнута расчетная масса газа в трубопроводе, достаточная для того, чтобы ее упругого запаса хватило для полного вытеснения жидкости из рассматриваемого участка трубопровода. Если подачу газа в трубопровод можно осуществлять ступенчатым изменением расхода нагнетания, то разработанный алгоритм позволяет найти минимальные расходы газа и моменты изменения их значений.
References:
1. Gumerov A.G., Zubairov M.G., Vekshteyn R.S. et al. Overhaul of underground oil pipelines. Moscow, Nedra-Businesscentre LLC, 1999, 525 pp. (In Russian).
2. Patent RF 2079766. Method of draining of a pipeline defective part. Authors: V.N. Khalturin, V.Yu. Guryanov et al. Publ. on 20.05.1997. (In Russian).
3. Patent RU 2 274 800 C1. Method of products displacing from pipeline. Authors: O.V. Kasharaba, N.A. Tarkhova et al. Publ. on 20.04.2006, Bul. 11. (In Russian).
4. Patent for utility model No. 56550. System of simultaneous oil pipeline part draining and controlled filling with inert gas. Authors: M.P. Chemakin, V.L. Skomorokhin et al. Publ. on 10.09.2006. (In Russian).
5. Chentsov A.N., Timofeev F.V., Mukhametshin R.R., Zamalaev S.N. Experience in experimental and practical arrangements for preparing the linear part of the pipeline to transportation of diesel fuel of ecological class 5 TP TC 013/2011. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science and technology of pipeline transport of oil and oil products, 2014, No. 3, P. 32-38. (In Russian).
6. Innovative patent No. 24916 for invention. Method of safety improvement during repair work on the oil and gas pipelines. Authors: T.K. Akhmedzhanov, B.M. Nuranbaeva et al. Publ. on 15.11.2011, Bul. No. 11. (In Russian).
7. Krasheninnikov Ye.G., Yelanskiy Ye.A. Nitrogen plants and nitrogen stations to ensure safety: Operating experience. Sphera Neftegas = Oil and Gas Sphere, access mode: http://www.s-ng.ru/pdf/main_214.pdf. Application date - 02.11.2016. (In Russian).
8. Nitrogen generator. Access mode: http://www.imsholding.ru/separation. Application date - 02.11.2016. (In Russian).
9. Chugaev R.R. Hydraulics (Technical fluid mechanics). 4th edition, updated and revised. Lenongrad, Energoizdat, 1982, 671 pp. (In Russian).
10. Lurie M.V., Didkovskaya A.S. Iterative algorithm for hydraulic calculation of the steady state operation of main oil pipelines. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2013, No. 3, P. 72-77. (In Russian).
Литература:
1. Гумеров А.Г., Зубаиров М.Г., Векштейн Р.С. и др. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. 525 с.
2. Пат. РФ 2079766. Способ опорожнения дефектного участка трубопровода / В.Н. Халтурин, В.Ю. Гурьянов и др. Опубл. 20.05.1997.
3. Пат. Ри 2 274 800 С1. Способ вытеснения продуктов из трубопровода / О.В. Кашараба, Н.А. Тархова и др. Опубл. 20.04.2006. Бюл. 11.
4. Пат. на полезную модель № 56550. Система опорожнения и одновременного контролируемого заполнения инертным газом участка нефтепровода / М.П. Чемакин, В.Л. Скоморохин и др. Опубл. 10.09.2006.
5. Ченцов А.Н., Тимофеев Ф.В., Мухаметшин Р.Р., Замалаев С.Н. Опыт экспериментально-практических мероприятий по подготовке линейной части нефтепровода к транспортировке дизельного топлива экологического класса 5 по ТР ТС 013/2011 // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 3. С. 32-38.
6. Инновационный патент № 24916 на изобретение. Способ повышения безопасности при ремонтно-восстановительных работах на нефтегазопроводах // Т.К. Ахмеджанов, Б.М. Нуранбаева и др. Опубл. 15.11.2011, бюл. № 11.
7. Крашенинников Е.Г., Еланский Е.А. Азотные установки и азотные станции для обеспечения безопасности: Опыт эксплуатации // Сфера нефтегаз. [Электронный источник.] Режим доступа: http://www.s-ng.ru/pdf/main_214.pdf. Дата обращения: 02.11.2016.
8. Генератор азота. [Электронный источник.] Режим доступа: http://www.imsholding.ru/separation. Дата обращения: 02.11.2016.
9. Чугаев Р.Р. Гидравлика (Техническая механика жидкости). 4-е изд., доп. и перераб. Л.: Энергоиздат, 1982. 671 с.
10. Лурье М.В., Дидковская А.С. Итерационный алгоритм гидравлического расчета установившихся режимов работы магистральных нефтепроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 3. С. 72-77.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 november 2016
107
