CC BY
34
УДК 622.692.4
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2022-3-4-16-20
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА, ОБОРУДОВАННОГО СИСТЕМОЙ ПОДОГРЕВА, ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
ESTIMATION OF THE OPERATION EFFICIENCY OF THE OIL PIPELINE EQUIPPED WITH A HEATING SYSTEM WHEN TRANSPORTING HIGH VISCOSITY OILS
Николаев А.К.1, Плотникова К.И.1, Бадашина Н.А.2, Фидусь А.И.1
1 Санкт-Петербургский горный университет, 199106, Санкт-Петербург, Россия
ORCID: http://orcid.org/0000-0001-5699-9245, E-mail: aleknikol@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0001-7574-7473, E-mail: kri28813882_96@mail.ru E-mail: alena100298@yandex.ru
2 ООО «Газпром СПГ Портовая»
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3709-2012, E-mail: Znatalya93@mail.ru
Резюме: В данной работе произведен анализ существующих систем электрического обогрева трубопроводов, а также представлено обоснование аналитических зависимостей для гидравлического расчета транспорта высоковязких нефтей.
Ключевые слова: высоковязкая нефть, путевой подогрев, время застывания, эффективность транспортировки, гидравлический расчет, трубопровод циклического действия, горячая перекачка, напор.
Для цитирования: Николаев А.К., Плотникова К.И., Бадашина Н.А., Фидусь А.И. Оценка эффективности работы нефтепровода, оборудованного системой подогрева, при транспортировке высоковязких нефтей // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2022. № 3-4. С. 16-20.
D0I:10.24412/0131-4270-2022-3-4-16-20
Nikolaev Alexander K.1, Plotnikova Kristina I.1, Badashina Natalya A.2, Fidus Alena I.1
1 Saint-Petersburg Mining University, 199106, St. Petersburg, Russia ORCID: http://orcid.org/0000-0001-5699-9245, E-mail: aleknikol@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0001-7574-7473,
E-mail: kri28813882_96@mail.ru E-mail: alena100298@yandex.ru
2 Gazprom LNG Portovaya
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3709-2012, E-mail: Znatalya93@mail.ru
Abstract: In this work, the analysis of existing systems for electric heating of pipelines is carried out, as well as the substantiation of analytical dependences for the hydraulic calculation of the transport of high-viscosity oils is presented.
Keywords: high-viscosity oil, track heating, solidification time, transportation efficiency, hydraulic calculation, cyclic pipeline, hot pumping, head.
For citation: Nikolaev A.K., Plotnikova K.I., Badashina N.A., Fidus A.I. ESTIMATION OF THE OPERATION EFFICIENCY OF THE OIL PIPELINE EQUIPPED WITH A HEATING SYSTEM WHEN TRANSPORTING HIGH VISCOSITY OILS. Transport and storage of Oil Products and hydrocarbons, 2022, no. 3-4, pp. 16-20.
DOI:10.24412/0131-4270-2022-3-4-16-20
При транспортировании высоковязкой нефти, наряду с применением присадок, нагрева в печах, смешения с разбавителем, применяется технология с применением электрического подогрева. Исходя из установившегося режима теплопередачи, уравнение теплового баланса на исследуемом участке можно представить в виде [1, 2]
dQ1 + dQ2 = dQ3,
(1)
dQ1 =-KTnD (T - T0Kp) d/, dQ2 = Nd/, dQ3 = GcdT,
(2)
(3)
(4)
где Т - температура высоковязкой нефти в трубопроводе, Токр - температура окружающей среды, КТ- коэффициент теплопередачи сырой нефти к окружающей среде, D -внутренний диаметр нефтепровода, N - удельная тепловая
мощность системы электрообогрева, G - массовый расход нефти, с - удельная массовая теплоемкость нефти.
Исходя из уравнений 1-4, общий результирующий баланс энергии равен
Nd/ = GcdT + KTnD(T - Т0кр) dl.
(5)
где dQ1 - тепло, излучаемое стенкой трубопровода в единицу времени, dQ2 - тепло, выделяемое системой электрообогрева на основе СКИН-эффекта в единицу времени на участке dl, dQ3 - тепло, необходимое для поддержания разности температур тяжелой нефти на участке dl в единицу времени, то есть
Решив дифференциальное уравнение 5 и подставив граничные условия I = 0, Т = Тн (Тн - температура нефти начальная), можно получить выражение температуры высоковязкой нефти в трубопроводе:
T =
Тн -\ T
N
окр
KT nD
\ KT nD
Gc 1 + T
N
0кр KT
На распределение температуры в нефтепроводе влияют следующие параметры: тип трубопровода, глубина его заложения, начальная температура трубопровода, объем нефти, перекачиваемой за единицу времени, вязкость сырой нефти, температура окружающей среды и давление окружающей среды.
В качестве примера рассмотрим трубопровод 219х7 мм. Плотность транспортируемой нефти составляет 855 кг/м3,
начальная температура трубопровода Тн = 333 К, температура окружающей среды Токр = 277 К, удельная теплоемкость нефти с = 2100 Дж/(К-кг). Моделирование проводится при трех скоростях потока: 0,1 м/с, 0,3 м/с и 0,5 м/с, массовый расход равен: 2,82 кг/с, 8,46 кг/с и 14,1 кг/с, СКИН-система электрообогрева работает в штатном режиме, линейная мощность нагрева составляет 200 Вт. Кривая распределения температуры при различных расходах на входе может быть получена из выражения (6), как показано на рис. 1.
При применении системы электрического подогрева происходит постепенное увеличение температуры нефти с увеличением длины трубопровода. Происходит данный процесс вследствие нагрева трубопровода. Из рис. 1 видно, что при проектировании системы электробогрева на основе СКИН-эффекта необходимо учитывать влияние количества подаваемой в нефтепровод нефти.
График распределения температуры в трубопроводе при применении системы электроподогрева представлен на рис. 2.
Из рис. 2 видно, что чем выше частота, тем медленнее падает температура нефти в трубопроводе. Следовательно, чем выше частота, тем выше эффективность нагрева.
При проведении обзора были рассмотрены независимые заводы - производители систем электрического обогрева трубопроводов: ГК «ССТ», BARTEC GmbH, Chromalox, Thermon, Inc., RaychemInc., Heat Trace Ltd.
Показатель мощности системы электрического подогрева зависит от сечения проводника. При одинаковом сечении и прочих равных характеристиках показатель зависит от технического обеспечения производства греющего кабеля и ферромагнитного трубчатого нагревателя, а также от материалов и технологий, используемых при его создании. Диаграмма сравнения систем по мощности обогрева представлена на рис. 3.
На рис. 4 представлена диаграмма сравнения систем подогрева по максимальной длине обогреваемого участка без сопроводительной сети. На диаграммы видно, что данный показатель значительно отличается у сравниваемых систем.
По показателям температурных характеристик отличия среди рассматриваемых производителей незначительные,
Рис. 1. График распределения температуры в трубопроводе при перекачке высоковязкой нефти с различной скоростью
358
353 348
СО
а ?
со а ф
I 343
ф
I-
338 333
---- 0,1 м/с 0,3 м/с 0,5 м/с у
/' у /
у' у у у У
У* у*
у' /' ■ S "Т J 1 1111 у ^ -_1_ _ _ь
0 200 400 600 800 1000
Расстояние,м
|Рис. 3. Диаграмма сравнения СКИН-систем по удельной мощности обогрева
180 160
Ь140 iiT120
i а-100
S 1 80
II 60
40 20 0
_165
150 150 150
120 120 llllll
0 0 0
I
О о.
(Л i-
(Л
|Рис. 2. График распределения температуры в трубопроводе при использовании системы электрообогрева
Рис. 4. Диаграмма сравнения систем по максимальной
длине обогреваемого участка при условии отсутствия сопроводительной сети
35
2
* 30 к
I 25
(Ö
I 20
(Я
£ 15
х
о 10
30
(Л н
(Л
I
о а
3-4 • 2022
17
5
0
Максимальная Допустимая
рабочая температура без
температура, °С нагрузки, °С
поскольку при производстве кабелей используются аналогичные материалы. Результаты анализа представлены в табл. 1 [3].
Гидравлический расчет неизотермических трубопроводов представляет собой наиболее важную с точки зрения технологических расчетов задачу, решаемую в целях обеспечения стабильности работы нефтепро-водной системы [4, 5]. В практике расчетов применяются формулы Дарси-Вейсбаха (преимущественно для компьютерных расчетов) и Лейбензона (для аналитических выкладок).
Классическая формула Дарси-Вейсбаха описывает потери напора на трение по длине трубопровода в зависимости от определяющих параметров
ht
I
Таблица 1
Температурные характеристики СКИН-систем
Наименование производителя, системы обогрева
ГК «ССТ», «ИРСН-15000»
Диапазон допустимых
температур окружающей среды, °С
-60...+55
200
260
BARTEC GmbH, The SEH -55. ..+70 200 260
Chromalox, Inc., TTEP -50. +60 150 250
Thermon, Inc. ThermTrac™ -46. +50 200 260
Raychem, Inc., STS -40. +55 200 250
Heat Trace Ltd., Skin-Trace -40. +50 200 230
d 2g
(7)
где X - коэффициент гидравлического сопротивления, L -длина трубопровода, d - внутренний диаметр трубопровода, д - ускорение свободного падения, V - средняя скорость потока жидкости.
В настоящее время формулы для аналитического расчета движения высоковязких нефтей в форме уравнения Лейбензона получены только для вязкопластичной жидкости.
Формула Лейбензона для вязкопластичной жидкости:
где Немн - обобщенное число Рейнольдса.
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления при турбулентном течении степенной жидкости Ирвин [5] предложил использовать следующую зависимость:
1 = 4
D (n)
í
3n+1
Re,
MR
где D(n) вычисляется по формуле
2(n+4)
D (rí)=-
7n
4n 3n +1
3n2
(12)
(13)
Q2-m - vm
ht=P-
( w3 Л
1 + t0nd
6|iQ
d
5-m
(8)
где гидравлическим уклон можно представить в виде выражения
Q2-mvm
i = Р-
( и3 Л 1 + t0nd
6|iQ
d
5-m
(9)
где р и т - коэффициенты формулы Лейбензона, которые при различных режимах течения равны
в = 4,15—, т = 1, Не < 2,3103 ¡1 + — м 1 6
в = 0,0247 —, m = 0,25,1o4 í1 + — |< Re < 105;
F м I 6 J
f д \ 0,25 2 d
в = 0,089 |Д| —, m = 0, Re > 500- (10) l d) м Д K '
Коэффициент гидравлического сопротивления при ламинарном течении степенной жидкости определяется по формуле Мецнера-Рида [5].
64
1:
Re
(11)
MR
Критическое число Рейнольдса предлагается определять в соответствии с зависимостью Райна-Джонсона
D 6464n / J 2+nI ReMR =--^ (2 + nA 1+n J .
(3n +1)2
(14)
Формулу Мецнера-Рида можно переписать в соответствии с зависимостью, используемой Лейбензоном при выводе своей формулы [6]
1 = -
A
ReMR
(15)
Тогда показатель степени числа Рейнольдса m определится как
* 1 m =-
3n +1
(16)
В формуле (15) коэффициент A вычисляется исходя из зависимости
A = 4D (n)l3n+1 J.
1
(17)
В результате регрессионной обработки полученных данных установлено, что коэффициент А с достаточной точностью описывается зависимостью вида
A=
З
(18)
hl=
A^16Q2
RemRd2gn2d4 '
(19)
hi =-
(
2дп2З
л
,2-n
8n-1k I Зп + 1j -"2-n
4n
1
Зп+1
O 2-n s IQ2'Ш í k jЗп+1
c Зп-4
5+-
d Зп+1
■.m 7n
Il -j Q3n+1
j6-5m
(20)
ß = 0,026n
,-0,7
(21)
С учетом классической формулы Лейбензона получим выражение для потерь на трение в нефтепроводе:
Тогда с учетом ряда преобразований выражение для потерь напора на трение запишется в виде
_ 4
16л 3
Повторив те же действия по обработке данных, что и с коэффициентом /4, установлено, что коэффициент р с достаточной точностью описывается зависимостью вида
Исходя из полученных данных можно сделать вывод, что коэффициент р при ламинарном режиме течения при близок к формуле Стокса для ньютоновской жидкости (Р = 4,15), а при турбулентном течении - к формуле Блазиуса (Р = 4,15) [10].
Искусственная подгонка коэффициента для придания формулам смысловой законченности, очевидно, возможна, но влечет увеличение их погрешности на 5%.
Выводы
Роль систем с использованием электроподогрева трубопроводов растет, количество объектов, оборудованных данной системой, увеличивается с каждым годом. Особенно актуальным является ее использование на протяженных трубопроводах циклического действия в условиях арктической зоны. Установлено, что гидравлический расчет нефтепроводов, транспортирующих нефть, реологические свойства которой описываются степенным законом, допустимо проводить по модифицированной формуле Лейбензона в диапазоне параметра 0,5 < п < 1,25. Относительная погрешность полученного соотношения не превосходит 2%. Важно отметить факт, что коэффициенты в полученных формулах в предельном случае п = 1 близки к таковым у ньютоновских нефтей, что свидетельствует о внутреннем единстве полученных зависимостей.
4
З
n
X
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
З.
5.
9.
10.
Lervik J.K. Совершенствование электрообогрева подводных морских трубопроводов / J.K. Lervik, H. Kulbotten, A. Nysveen [и др.] // Промышленный электрообогрев и электроотопление. 201З. № 2. С. З0-З7. Metzner A.B. Flow of non-Newtonian fluids - correlation of the laminar, transition, and turbulent-flow regions / A.B. Metzner, J.C. Reed // AIChE Journal. 1955. vol. 1. No. 4. p. 4З4 - 440.
Бадашина Н.А. Обоснование параметров и температурного режима трубопроводного транспорта высоковязкой нефти в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции: дис. канд. техн. наук: 25.00.19. СПб., 2022. 144 с.
Дидковская А.С., Лурье M.B. Итерационный алгоритм гидравлического расчета неизотермической перекачки нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2 (22). С. 50-55.
Ибрагимов Н.Г., Судыкин А.Н., Сахабутдинов Р.З. и др. Технологии и методы интенсификации процесса подготовки высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. 2016. № 7. С. 61-6З.
Metzner A.B. Turbulent flow of Non-Newtonian Systems / A.B. Metzner, D.W. Dodge, AIChE Journal. - 1959. - vol. 5. - No. 2. - p. 189 - 204.
Ryan N.W. Transition from laminar to turbulent flow in pipes / N.W. Ryan, M.M. Johnson // AIChE Journal. 1959, vol. 5. No. 4. 4ЗЗ 4З5.
Богатенков IO.B., Павлов B.B., Суриков B.^ и др. Особенности контроля изоляции подземных участков трубопровода в условиях островной мерзлоты на примере нефтепровода Заполярье-Пурпе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 1 (1З). С. 60-6З. Ахмадеев А.Г., Тонг К.Ш., Иванов С.А. Комплексный подход к обеспечению транспортировки высокопара-финистых нефтей шельфовых месторождений // Нефтяное хозяйство. 2015. № 6. С. 100-10З. Лурье M.B. Алгоритм расчета квазиустановившихся режимов неизотермической перекачки нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 2 (14). С. 28-З1.
REFERENCES
1. Lervik J.K., Kulbotten H., Nysveen A. Improvement of electric heating of underwater offshore pipelines. Promyshlennyy elektroobogrev i elektrootopleniye, 2013, no. 2, pp. 30-37 (In Russian).
2. Metzner A.B., Reed J.C. Flow of non-Newtonian fluids - correlation of the laminar, transition, and turbulent-flow regions. AIChE Journal, 1955, vol. 1, no. 4, pp. 434 - 440.
3. Badashina N.A. Obosnovaniye parametrov i temperaturnogo rezhima truboprovodnogo transporta vysokovyazkoy nefti vZapadno-Sibirskoy neftegazonosnoy provintsii. Diss. kand. tekh. nauk [Substantiation of the parameters and temperature regime of pipeline transport of high-viscosity oil in the West Siberian oil and gas province. Cand. tech. sci. diss.]. St. Petersburg, 2022. 144 p.
4. Didkovskaya A.S., Lur'ye M.V. Iterative algorithm for hydraulic calculation of non-isothermal oil pumping. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2016, no. 2 (22), pp. 50-55 (In Russian).
5. Ibragimov N.G., Sudykin A.N., Sakhabutdinov R.Z. Technologies and methods of intensification of the high-viscosity oil preparation process. Neftyanoye khozyaystvo, 2016, no. 7, pp. 61-63 (In Russian).
3-4 • 2022
1S
4
6. Metzner A.B., Dodge D.W. Turbulent flow of non-Newtonian systems. AIChE Journal, 1959, vol. 5, no. 2, pp. 189 - 204.
7. Ryan N.W., Johnson M.M. Transition from laminar to turbulent flow in pipes. AIChE Journal, 1959, vol. 5, no. 4, pp. 433-435.
8. Bogatenkov YU.V., Pavlov V.V., Surikov V.I. Peculiarities of insulation control of underground sections of the pipeline in conditions of island permafrost on the example of the Zapolyarye-Purpe oil pipeline. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2014, no. 1 (13), pp. 60-63 (In Russian).
9. Akhmadeyev A.G., Tong K.SH., Ivanov S.A. An integrated approach to ensuring the transportation of highly paraffinic oils from offshore fields. Neftyanoye khozyaystvo, 2015, no. 6, pp. 100-103 (In Russian).
10. Lur'ye M.V. Algorithm for calculating quasi-steady regimes of non-isothermal oil pumping. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2014, no. 2 (14), pp. 28-31 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Николаев Александр Константинович, д.т.н., проф. кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Санкт-Петербургский горный университет.
Плотникова Кристина Игоревна, аспирант кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Санкт-Петербургский горный университет. Бадашина Наталья Алексеевна, к.т.н., главный специалист отдела сопровождения отгрузки и реализации углеводородной продукции, ООО «Газпром СПГ Портовая».
Фидусь Алёна Ивановна, студент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Санкт-Петербургский горный университет.
Alexander K. Nikolaev, Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Saint-Petersburg Mining University. Kristina I. Plotnikova, Postgraduate Student of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Saint-Petersburg Mining University. Natalya A. Badashina, Cand. Sci. (Tech.), Chief Specialist of the Department for Support of Shipment and Sales of Hydrocarbon Products, Gazprom LNG Portovaya LLC.
Alena I. Fidus, Student of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Saint-Petersburg Mining University.
