CC BY
0
УДК 622.692.282
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2024-1-2-65-69
ОЦЕНКА СНИЖЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ В ТРУБОПРОВОДЕ ПРИ ПОВЕРХНОСТНОМ НАГРЕВЕ ПРИСТЕНОЧНОГО СЛОЯ ВЯЗКОЙ НЕФТИ
ASSESSMENT OF THE REDUCTION OF HYDRAULIC LOSSES IN A PIPELINE DURING SURFACE HEATING OF THE NEAR-WALL LAYER OF VISCOUS OIL
Валеев А.Р., Ташбулатов Р.Р., Гумерова Л.И., Нурмухамедов Ч.И., Барабанщикова Т.А.
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450064, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7197-605X, E-mail: anv-v@yandex.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-5406-2352,
E-mail: tashbulatovradmir@gmail.com
ORCID: https://orcid.org/0009-0006-8438-5746,
E-mail: Lil_liliya_gumerova@mail.ru
ORCID: https://orcid.org/0009-0005-1536-4127,
E-mail: ChNurmuhamedoff@yandex.ru
ORCID: https://orcid.org/0009-0003-4462-9986,
E-mail: www.tany-gra2012@yandex.ru
Резюме: Статья посвящена оценке гидравлических особенностей течения вязкой нефти при наличии умеренного поверхностного нагрева у стенки трубопровода. В ходе проведенного исследования в программном комплексе ANSYS FLUENT построена модель трубопровода вязкой нефти для сравнения изменения профиля скоростей с поверхностным подогревом и без подогрева. Показано распределение температуры в пристеночном слое при температуре стенки трубы 80 °С. Представлены результаты зависимости гидравлического уклона от средней температуры потока при равномерном и поверхностном нагреве. Проведена оценка возможности использования поверхностного нагрева у стенки трубопровода для снижения энергозатрат при перекачке нефти. Выявлено максимальное процентное значение снижения гидравлических потерь при поверхностном нагреве пристеночного слоя нефти с учетом ограничений по температуре нагрева.
Ключевые слова: вязкая нефть, гидравлические потери, поверхностный нагрев, пристеночный маловязкий слой, моделирование.
Для цитирования: Валеев А.Р., Ташбулатов Р.Р., Гумерова Л.И., Нурмухамедов Ч.И., Барабанщикова Т.А. Оценка снижения гидравлических потерь в трубопроводе при поверхностном нагреве пристеночного слоя вязкой нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2024. № 1-2. С. 65-69.
D0I:10.24412/0131-4270-2024-1-2-65-69
При транспортировке вязкой нефти по трубопроводам возникают затруднения, такие как повышение энергетических затрат на преодоление гидравлических сопротивлений, возникающих вследствие трения жидкости о стенку трубопровода, и значительное повышение вязкости при снижении температуры нефти. Критичным является снижение температуры нефти до температуры застывания, которое влечет за собой остановку перекачки нефти. Дополнительным фактором негативного влияния на температурный режим является низкая температура окружающей среды, поскольку в этом случае возникают наибольшие тепловые потери.
Valeev Anvar R., Tashbulatov Radmir R., Gumerova Liliya I., Nurmukhamedov Chingiz I., Barabanshchikova Tatyana A.
Ufa State Petroleum Technological University, 450064, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7197-605X, E-mail: anv-v@yandex.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-5406-2352,
E-mail: t ashbulatovradmir@gmail.com
ORCID: https://orcid.org/0009-0006-8438-5746,
E-mail: Lil_liliya_gumerova@mail.ru
ORCID: https://orcid.org/0009-0005-1536-4127,
E-mail: ChNurmuhamedoff@yandex.ru
ORCID: https://orcid.org/0009-0003-4462-9986,
E-mail: www.tany-gra2012@yandex.ru
Abstract: This article is devoted to assessing the hydraulic features of viscous oil flow in the presence of moderate surface heating near the pipeline wall. During the study, a model of a viscous oil pipeline was built in the ANSYS FLUENT software package to compare changes in the velocity profile with and without surface heating. The temperature distribution in the near-wall layer is shown at a pipe wall temperature of 80 °C. The results of the dependence of the hydraulic slope on the average flow temperature for uniform and surface heating are presented. An assessment was made of the possibility of using surface heating near the pipeline wall to reduce energy costs when pumping oil. The maximum percentage value of the reduction in hydraulic losses during surface heating of the near-wall layer of oil was revealed, taking into account restrictions on the heating temperature.
Keywords: viscous oil, hydraulic losses, surface heating, near-wall low-viscosity layer, modeling.
For citation: Valeev A.R., Tashbulatov R.R. , Gumerova L.I., Nurmukhamedov CH.I., Barabanshchikova T.A. ASSESSMENT OF THE REDUCTION OF HYDRAULIC LOSSES IN A PIPELINE DURING SURFACE HEATING OF THE NEAR-WALL LAYER OF VISCOUS OIL. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2024, no. 1-2, pp. 65-69.
DOI:10.24412/0131-4270-2024-1-2-65-69
Проблема поддержания оптимальной температуры перекачки изначально решалась предварительным подогревом вязкой нефти. Основоположниками теории горячей перекачки являются В.Г. Шухов, В.И. Черникин, В.С. Лейбензон, а исследованиями теплового режима занимались Л.С. Абрамзон, Н.А. Малюшин, В.К. Куприянов. Однако данный метод имеет ряд минусов, таких как высокая начальная температура подогретой нефти, необходимая для достижения определенной конечной температуры, значительно повышающей температуру застывания нефти на конце участка нефтепровода. Для достижения данной цели требуются достаточно большие затраты как для нагрева
• 2024
65
всего объема нефти, так и на сооружение пунктов подогрева нефти. С развитием электротехники и электротехнических устройств появилась возможность в реализации попутного подогрева нефти, необходимого для поддержания постоянной средней температуры нефти с целью компенсации тепловых потерь в окружающую среду, или, как дополнительный подогрев, обеспечивающего улучшение текучести вязкой нефти [1].
В ходе анализа данной проблемы наибольшее внимание следует обратить на область пристеночного слоя жидкости, так как основной вклад гидравлического сопротивления обуславливается возникновением силы трения пристеночных слоев жидкости и стенки трубопровода. Как уже указывалось выше, основным недостатком перекачки с предварительным подогревом нефти являются значительные энергетические затраты [2]. В связи с увеличением доли тяжело извлекаемой нефти на территории России и перспективой на будущее развитие и увеличение добычи остается необходимым усовершенствование технологии перекачки [3].
С этой целью в данной работе рассмотрено влияние равномерного нагрева всего объема нефти по сечению трубопровода и поверхностного нагрева пристеночного слоя нефти на структуру потока нефти.
Ожидается, что при умеренном поверхностном нагреве стенки трубопровода с высоковязкой нефтью пристеночный слой приобретает более высокую температуру по сравнению со средней температурой потока. Увеличение температуры приводит к значительному снижению вязкости у пристеночного слоя нефти. Предположим, что данный слой будет иметь высокую стабильность за счет низкого поперечного перемешивания нефти. Следовательно, за счет этого будет сохраняться структура потока высоковязкого ядра нефти. Наличие теплового, маловязкого пристеночного слоя обеспечивает высокую скорость движения ядра. Динамика потока всего объема нефти напоминает перекачку нефти внутри водного кольца, но в данном случае используется маловязкая нефть вместо воды.
Математическое моделирование
В рамках исследования создана модель трубопровода в ANSYS FLUENT длиной 5 м, внутренним диаметром 0,5 м. К внешней стенке приложен источник тепла, обеспечивающий постоянную повышенную температуру стенки.
В качестве модели для сравнения будет рассмотрен изотермический участок трубопровода с температурой, равной среднему значению температуры потока нефти из первой модели. В этом случае модели можно условно считать идентичными по значению тепла, переданного потоку нефти.
Качественное отличие моделей будет заключаться в следующем. Представлено сравнение профиля скоростей при наличии (рис. 1) и отсутствии (рис. 2) поверхностного нагрева. В обоих случаях средняя температура нефти и средняя скорость потока одинаковы. Профиль скоростей без поверхностного нагрева имеет параболическую форму, что совпадает с общеизвестными основами из классической гидравлики ньютоновских жидкостей в трубах. Профиль скоростей с нагревом имеет иной вид. Видно, что в пристеночной области изменение скорости в профиле происходит круче, чем в середине, таким образом, ядро движется быстрее, чем периферия.
Параметры модели
В качестве параметров нефти приняты значения вязкости и плотности высоковязкой абино-украинской нефти.
Ее вязкость можно оценить, как v0 = 892 сСт и u = 0,0536 по модели вязкостно-температурной зависимости Филонова-Рейнольдса. Ее параметры представлены в табл. 1.
В силу особенности реализации моделей в программе ANSYS вязкость в программе задается кусочно-линейной функции с использованием значений динамической вязкости (табл. 2)
Температура нефти на входе в модели изменялась в интервале 5-25 °С с шагом в 5 °С. Температура стенки равнялась одному из следующих значений: 5, 10, 15, 20, 25, 40, 60, 80, 100 °С. Из данных значений выбирались
I Таблица 1
Значения кинематический вязкости и плотности абино-украинской нефти
t, °С п, сСт р, кг/м
0 892,2979 951,7
10 522,0691 945
20 305,4542 938,3
30 178,7164 932,4
40 104,5641 926
50 61,17876 920
60 35,79471 913,7
70 20,94291 907,4
80 12,25336 901,1
90 7,169242 894,8
100 4,194608 888,5
110 2,454198 882,2
120 1,435912 875,9
I Таблица 2
Вязкостно-температурная зависимость исследуемой модели в программе ANSYS
t, К т, Пас
273 0,85
283 0,49
293 0,29
313 0,097
333 0,033
353 0,011
373 0,0037
393 0,0013
I Таблица 3
Результат полученных значений в ходе моделирования трубопровода с поверхностным нагревом
* и
и тг
ш &
и
|-оО
§¡3- ,
£ 1» 5 ?
Б «
я „
£ 2
¡Т ю я ^
•
®оЕ
1= « Л ф
ф 2
15 °
5 5 278,155 283,784 1,66141 0,012756
5 20 279,672 283,847 1,65409 0,012415
15 40 281,469 283,924 1,64409 0,011948
15 60 283,083 283,997 1,63369 0,011453
5 80 284,684 284,066 1,62528 0,011298
5 100 286,195 284,133 1,61765 0,010999
комбинации температур нефти и стенки при условии, что нефть не холоднее, чем стенка.
В ходе решения отслеживались следующие параметры:
- гидравлический уклон в конце модели (здесь было принято отказаться от перепада давлений на всем участке трубопровода, поскольку в начале участка профиль потока может еще не установиться);
- максимальная температура нефти;
- средняя по сечению температура нефти;
- средняя скорость потока;
- наибольшая скорость нефти в профиле в конце участка трубопровода. Стоит отметить, что при ламинарном течении наибольшая скорость будет примерно в два раза больше, чем средняя скорость. Однако при наличии эффекта от теплого пристеночного слоя наибольшая скорость будет стремиться к средней скорости потока.
Результаты исследования
После проведения моделирования и расчетов были получены значения параметров трубопровода. Переменными были следующие величины:
- средняя скорость, м/с;
- температура нефти на входе в участок трубопровода, °С;
- температура стенки трубы, °С.
В ходе моделирования определялось следующее:
- наибольшая температура нефти, К;
- средняя температура нефти в последнем сечении, К;
- наибольшее значение в профиле скоростей, м/с;
- гидравлический уклон.
Часть результатов для средней скорости 1 м/с и температуры нефти на входе в участок трубопровода 5°С представлены в табл. 3. Построены графики зависимости гидравлического уклона от начальной температуры нагрева при равномерном нагреве всего объема нефти и при поверхностном нагреве пристеночного слоя.
На рис. 3 представлено распределение температуры в пристеночном слое при температуре трубы 80°С. Левая часть изображения показывает распределение температуры. Как видим, нагрев происходит только на периферии потока, а ядро потока остается
Рис. 4. График зависимости гидравлического уклона при
начальной температуре нефти 5°С при равномерном и поверхностномнагреве
= 0,014
|Рис.3. Распределение температуры в пристеночном слое при температурестенкитрубы80эС
20 25 30
Средняя температура потока, °С
-Равномерный нагрев
-Поверхностный нагрев
0.300 (т)
Рис. 5. Графикзависимости гидравлического уклонапри
начальнойтемпературе нефтиШСприравномерном и поверхностном нагреве
20
22
30
24 26 28 Средняя температура потока, °С Равномерный нагрев ^-Поверхностный нагрев
32
I
Рис. 6. График зависимости гидравлического уклона при
начальнойтемпературе нефти 15°С приравномерном и поверхностном нагреве
23 25 27 29 Средняя температура потока, °С -Равномерный нагрев -чм-Поверхностный нагрев
33
Рис. 7. График зависимости гидравлического уклона при
начальной температуре нефти 20°С при равномерном и поверхностном нагреве
Рис. 8. График зависимости гидравлического уклона при
начальной температуре нефти 25°С при равномерном и поверхностном нагреве
25
26
27 28 29 30 Средняя температура потока, °С Равномерный нагрев -»-Поверхностный нагрев
31
32
0,007 0,006 0,005 0,004 0,003
■
0350 3 23 43 6 3 84 04
Средняя температура потока, °С -Равномерный нагрев -»-Поверхностный нагрев
холодным. Таким образом, поверхностный нагрев только пристеночного слоя нефти является эффективным способом экономии энергии, ведь не нужно нагревать весь поток по всему сечению трубопровода. Правая часть показывает профиль скоростей. Видим, что профиль более вытянутый относительно параболической формы.
На рис. 4-8 представлены частные результаты зависимости гидравлического уклона от средней температуры потокапри средней скорости течения 1 м/с.
Анализ результатов показывает, что нагрев потока нефти равномерно по всему сечению позволяет снижать
гидравлический уклон на 2,9% при 1 °С средней температуры потока.
Применение поверхностного нагрева позволяет снижать гидравлический уклон на 41,6% при 1 °С средней температуры потока.
Таким образом, применение поверхностного нагрева при сохранении структуры потока позволяет в 14,5 раза эффективнее использовать тепловую энергию. Однако, к сожалению, данный метод ограничен максимально допустимой температурой нагрева нефти. Если данное значение принять
равным 80°С, то гидравлический уклон можно максимально снизить на 11,4%.
Заключение
1. Оценка возможности использования поверхностного нагрева у стенки трубопровода по сравнению с нагревом по всему объему нефти показывает, что возможна экономия тепловой энергии за счет создания маловязкого пристеночного слоя, который остается стабильным в случае высоковязких нефтей.
2. Компьютерное моделирование течения нефти показывает, что применение поверхностного нагрева позволяет снижать гидравлический уклон на 41,6% при 1°С средней температуры потока по сравнению с 2,9% при 1°С для равномерного нагрева, что позволяет использовать тепловую энергию в 14,5 раза эффективнее.
3. В силу ограничений на максимальную температуру нагрева нефти, предлагаемый метод позволяет снизить гидравлический уклон до 11,4% при условии максимальной температуры нагрева 80°С.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бахтизин Р.Н., Галлямов А.К., Мастобаев Б.Н. и др. Транспорт и хранение высоковязких нефтей и нефтепродуктов. Применение электроподогрева. М.: Химия, 2004. 195 с.
2. Колесник И.Ю. Расход теплоты при обогреве труб теплоспутниками. URL: https://www.abok.ru/pages. php?block=gold27 (дата обращения 13.03. 2024).
3. Ященко И.Г. Анализ пространственных, временных и геотермических изменений высоковязких нефтей России. URL: https://earchive.tpu.rU/bitstream/11683/986/1/bulletin_tpu-2006-309-1-06.pdf (дата обращения 13.03. 2024).
REFERENCES
1. Bakhtizin R.N., Gallyamov A.K., Mastobayev B.N. Transport i khraneniye vysokovyazkikh neftey i nefteproduktov. Primeneniye elektropodogreva [Transport and storage of high-viscosity oils and petroleum products]. Moscow, Khimiya Publ., 2004. 195 p.
2. Kolesnik I.YU. Raskhod teploty pri obogreve trub teplosputnikami (Heat consumption when heating pipes with heat traces) Available at: https://www.abok.ru/pages.php?block=gold27 (accessed 13 March 2024).
3. Yashchenko I.G. Analizprostranstvennykh, vremennykh igeotermicheskikh izmeneniy vysokovyazkikh neftey Rossii (Analysis of spatial, temporal and geothermal changes in high-viscosity oils in Russia) Available a: https://earchive. tpu.ru/bitstream/11683/986/1/bulletin_tpu-2006-309-1-06.pdf (accessed 13 March 2024).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Валеев Анвар Рашитович, д.т.н, проф. кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Ташбулатов Радмир Расулевич, к.т.н, доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Гумерова Лилия Ильсуровна, инженер кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Нурмухамедов Чингиз Ильшатович, инженер кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Барабанщикова Татьяна Анатольевна, аспирант кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Anvar R. Valeev, Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University. Radmir R. Tashbulatov, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Liliya I. Gumerova, Engineer of the Department of Transport and Storage of
Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Chingiz I. Nurmukhamedov, Engineer of the Department of Transport and
Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Tatyana A. Barabanshchikova, Postgraduate Student of the Department of
Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological
University.
