Оценка времени безопасной остановки нефтепровода, по которому перекачивается высокозастывающая нефть Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

УДК 622.691.4

Оценка времени безопасной остановки нефтепровода, по которому перекачивается высокозастывающая нефть

В.А. Сулейманов

ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 E-mail: V_Suleimanov@vniigaz.gazprom.ru

Ключевые слова: Тезисы. Проведены численные расчеты тепловых режимов модельного нефтепровода, по которо-подземный му транспортируется высокозастывающая или высокопарафинистая нефть. В качестве основных па-

нефтепровод, раметров нефтепровода, теплофизических свойств транспортируемой нефти и вмещающего трубо-

парафинистая провод грунта выбраны значения, типичные для трубопроводов, нефти и грунтов северных регио-

нефть, нов России.

температура Особое внимание уделяется последствиям длительной остановки перекачки нефти в холодный

потери текучести, период года. Оценка времени безопасного охлаждения трубопровода после остановки проведена время безопасной для двух вариантов эксплуатации нефтепровода - условно постоянной и циклической. остановки

перекачки нефти. дрИ проведении тепловых расчетов «горячих» или «теплых» трубопроводов,

по которым транспортируются застывающие жидкие углеводороды, особый интерес представляют последствия длительной остановки перекачки в холодный период года. К застывающим жидким углеводородным флюидам относятся тяжелые и ас-фальтосмолистые битуминозные нефти, структурированные высокопарафинистые нефти и конденсаты, высоковязкие водонефтяные и водоконденсатные эмульсии. При остановке трубопровода начинается процесс его охлаждения окружающим грунтом, у жидких углеводородов могут начать проявляться такие неньютоновские свойства, как предельное напряжение сдвига и/или зависимость структурной вязкости от сдвиговой скорости или от напряжения сдвига. В конечном счете это может привести к застыванию продуктов и полной закупорке трубопровода. Если агрегаты насосной станции (НС) в начале линейного участка не смогут обеспечить необходимого напора (напряжения сдвига на внутренней поверхности труб) для повторного запуска трубопровода, то перечкачка продукта на этом участке прекратится.

Охлаждение жидких углеводородов в подземных трубопроводах в основном определяется скоростью охлаждения массива грунта, вмещающего трубопровод, поскольку теплосодержание жидких углеводородов во много раз меньше количества тепла, аккумулированного грунтом. Охлаждение системы «трубопровод - грунт» протекает в следующей последовательности: вначале быстро охлаждаются стенка трубы и наиболее нагретые слои грунта, прилегающие непосредственно к трубе, поскольку здесь формируются максимальные градиенты температуры; для более отдаленных точек грунта после выключения источника тепла некоторое время наблюдается повышение температуры, что объясняется инерцией тепловых процессов. Затем интенсивность тепловых процессов уменьшается, так как большую роль в них начинают играть более удаленные слои грунта с меньшими градиентами тепла, и в конечном счете температура массива грунта достигает начального значения; такую же температуру приобретает в остановленном трубопроводе транспортируемый флюид. В процессе охлаждения значительно меняются физические свойства грунта, возможны перераспределение влажности, изменение агрегатного состояния грунтовой воды и льда и т.п.

Ликвидация последствий «самозамораживания» трубопровода может приводить к значительным потерям жидких углеводородов, загрязнению окружающей среды, а также к значительным финансовым потерям. «Безопасным» временем остановки «горячего» или «теплого» трубопровода, по которому перекачивают жидкие

углеводороды, называют такое время, по истечении которого возобновление перекачки происходит без осложнений, т.е. потери на сдвиг и трение остановленного продукта не превышают возможностей предыдущей (вверх по потоку) НС.

В этой работе проведены численные расчеты тепловых режимов модельного трубопровода при его продолжительной работе и в режиме прекращения перекачки работы. Основные параметры модельного трубопровода выбраны следующими:

• протяженность - 121 км;

• диаметр и толщина стенок труб -530x8 мм;

• глубина укладки - 0,8 м;

• шероховатость труб - 100 мкм;

• суточная производительность - 203,8 т углеводородного продукта;

• толщина пенополиуретанового покрытия - 40, 60 или 80 мм.

Плотность перекачиваемого продукта принималась равной 800 кг/м3, температура потери текучести - равной 1,0 °С, кинематическая вязкость при 10 и 50 °С составляла 4,5 и 2,010-6 м2/с соответственно.

Для обеспечения бесперебойной транспортировки застывающих углеводородных жидкостей выбран вариант эксплуатации трубопровода в «горячем» состоянии, что обеспечивается подогревом транспортируемого продукта на предыдущей НС. При проведении термогидравлических расчетов местные сопротивления (тройники, отводы и т.д.) на линейной части магистрального трубопровода учитывались посредством увеличения коэффициента гидравлического сопротивления на 2 % [1]. Кроме того, в соответствии с рекомендациями РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов» расчетный номинальный внутренний диаметр трубопровода был взят на 2 % меньшим для учета запарафинивания поперечного сечения трубопровода между моментами пропуска очистных устройств.

Термогидравлические расчеты проводились для следующих значений общего коэффициента теплообмена и, Вт/(м2 К), между транспортируемым флюидом и окружающим грунтом, отнесенного к внешнему диаметру нагруженной пенополиуретановой изоляцией трубы, рассчитанных по общепринятым

в теплотехнике расчетным зависимостям для подземных трубопроводов (см, например, [2]):

• 0,62 - для труб с изоляцией тощиной 40 мм;

• 0,447 - с изоляцией толщиной 60 мм;

• 0,33 - с изолцией толщиной 80 мм.

Температура грунтов основания в ненарушенном состоянии на глубине оси заглубленного трубопровода была принята равной минус 5 °С.

Температура транспортируемой нефти по длине трубопровода в зависимости от ее начального значения на входе в трубопровод (Тнач) рассчитывалась с помощью опции Black Oil программного комплекса Pipe Sim для самых сложных с точки зрения гидравлики условий, которые имеют место в холодный период года вследствие повышения вязкости транспортируемой нефти. Отметим, что Black Oil решает задачу расчета термобарических параметров вдоль трубопровода в одномерной постановке, что позволяет, в частности, рассчитывать только усредненное по сечению значение температуры флюида. Опыт расчетов температуры углеводородного продукта в двумерной постановке показывает, что температура продукта в произвольном сечении трубопровода может существенно изменяться в радиальном направлении, если разница между температурами транспортируемого углеводородного продукта и окружающей среды значительна, и что разница температур продукта на оси трубы и непосредственно у ее стенки может достигать 6 °С в холодное время года (см., например, [3]).

Пунктиром на рис. 1 (и далее на рис. 2-5) показана принятая в настоящей работе безопасная температура охлаждения нефти (9 °С), полученная суммированием заданной температуры потери текучести 1 °С, половины разности температур нефти на оси и у самой стенки трубопровода, принятой равной 3 °С, и широко используемого в нефтяной промышленности температурного запаса 5 °С, предусматривающего возможные погрешности расчетов и изменения условий эксплуатации нефтепровода. Такой подход к выбору безопасной температуры охлаждения позволит при проведении расчетов использовать усредненные (по сечению) значения температур, получаемые либо при численном решении задачи о стационарном распределении термобарических параметров вдоль трубопровода, либо при использовании

О 60

о

й Л

^ 50 л

£ 40

30 20 10 0

О 60

о

й а

^ 50 л

Е^ 40

0 20 40 60 80 100 120 140

Расстояние, км

30 20 10 0

9 °С

0 20 40 60 80 100 120 140

в Расстояние, км

О 60

о

й Л

^ 50 л

н 40 30 20 10 0

9 °С

Т ,°С:

нач'

---предел безопасного

охлаждения нефти

0 20 40 60 80 100 120 140

Расстояние, км

в

Рис. 1. Изменение температуры транспортируемой нефти по длине теплоизолированного трубопровода для различных толщин изоляционного слоя, мм: а - 40; б - 60; в - 80

упрощенных усредненных формул типа формулы Шухова [4].

Из представленных результатов следует, например, что при изоляции толщиной 40 мм подогрев транспортируемого продукта до Тнач = 40 °С не обеспечит надежной непрерывной работы трубопровода, поскольку температура продукта на конечном участке трубопровода упадет ниже значения 9 °С, которое принято минимально допустимым при эксплуатации трубопровода. Таким образом, использование пенополиуретановой термоизоляции толщиной 40 мм на трубах модельного трубопровода не обеспечит его надежной эксплуатации при Тнач = 40 °С при заданной производительности даже в условиях его непрерывной (безостановочной) эксплуатации и потребует частого прогона очистных поршней

для выноса из полости трубопровода парафиновых отложений.

Проведено моделирование тепловых режимов трубопроводов, по которым транспортируется высокозастывающий углеводородный флюид, после длительной остановки перекачки в холодный период года. Оценим время безопасного охлаждения трубопровода после остановки для двух вариантов его эксплуатации:

• условно постоянной эксплуатации «горячего» трубопровода, когда перекачка парафи-нистого продукта осуществляется непрерывно в течение не менее 60...90 сут. В этой постановке рассчитывается только динамика охлаждения стенки труб и окружающего грунта;

• циклической перекачки продукта, когда последовательно, с небольшими времен-нь1ми интервалами чередуются непрерывная

перекачка «горячего» продукта и остановка перекачки. При этом происходят соответственно нагрев стенки труб и окружающего грунта и последующее охлаждение окружающего грунта и стенки труб.

Постоянная эксплуатация трубопровода

При «постоянной» работе трубопровода оценка времени безопасного охлаждения жидких углеводородов в трубопроводе после его остановки проведена по формуле (3.79) из книги В.И. Черникина [4], полученной на основе решения Карслоу задачи о нестационарном распределении температур в полубесконечном массиве грунта, вызываемом непрерывно действующим линейным источником тепла (трубопроводом) с потоком тепла q = idem, при соблюдении граничного условия первого рода (задача Дирихле) на границе массива грунта и атмосферного воздуха:

Ц. =1-

Ei - Ei 1 "

. 4Fo J . 4Fo J

2ln

2H R

определяемый соотношением ф = 1 + 4

ax

T - T»

эксплуатации (для повышения точности расчетов целесообразно использовать фактические значения температуры Тст); Т - средняя температура стенки трубы и перекачиваемых жидких углеводородов в рассматриваемом сечении трубопровода на момент времени т после начала охлаждения трубопровода при его остановке.

В общем случае функция Б^-х) может быть представлена следующим рядом:

Ei(-x) = C + ln( x) + ^

(~ x)n

1 n!n

(1)

где Б1 - так называемая интегральная показательная функция с отрицательным вещественным аргументом; Н - глубина заложения трубы (до оси); Я - внешний радиус трубы с учетом всех покрытий; ф - геометрический параметр,

Бо = —- - число Фурье, определяющее зависи-Я

мость динамики охлаждения углеводородной жидкости в трубопроводе от времени т, берущего начало после остановки перекачки (а - коэффициент температуропроводности грунта).

Безразмерный перепад температур 0.0 в левой стороне уравнения (1), характеризующий процесс охлаждения жидких углеводородов в рассматриваемом сечении остановленного трубопровода, имеет следующий вид:

Т - Т

а = ■ 0

где Т0 - заданное значение температуры массива грунта, вмещающего трубопровод; Тст -установившаяся средняя температура стенки трубы и перекачиваемых жидких углеводородов в рассматриваемом сечении «горячего» трубопровода после его длительной

где C = 0,5772 - постоянная Эйлера; при значениях аргумента х > 6 при проведении расчетов удобно пользоваться следующим асимптотическим разложением:

^ ч e"х L 1 2 6 24 120 720 ^

х)11" X+X1" Хз+ХГ "" г

Решение (1) получено в предположении о том, что трубопровод является линейным источником тепла в грунте. Естественное тепловое поле массива грунта в его основании, которое формируется вследствие теплового баланса между собственным теплом Земли и температурой атмосферного воздуха, не принимается в расчет, и весь массива грунта в рассматриваемом сечении принимается однородным по температуре. При такой постановке задачи единственным пространственным параметром задачи является симплекс H/R.

Все расчеты в настоящей работе проводись с использованием коэффициента температуропроводности грунта 0,002 м2/ч.

В.И. Черникин на основании серии экспериментов на опытно-промышленной установке по исследованию тепловых режимов остановленного нефтепровода пришел к выводу, что предельная погрешность вычисления времени безопасной остановки по формуле (1) составляет 17 % [4]. В настоящей работе проведено сравнение расчетов по аналитической формуле (1) с результатами численного моделирования динамики охлаждения нефти в течение 4 сут в трех сечениях участка остановленного трубопровода - между НС «Хулудао» и НС «Суйджун» в Китае, полученными на основе метода конечных элементов [3]. Максимальное расхождение рассчитанных по двум различным алгоритмам температур нефти во время ее охлаждения в остановленном трубопроводе составило 22 %.

n

На рис. 2 представлены результаты расчетов времени безопасного охлаждения модельного трубопровода с пенополиуретановой изоляцией толщиной 80 мм, продукт которого, по предположению, длительное время подогревался на предыдущей НС до 60 °С; минимальная температура продукта, по которой оценивается это время, принята равной ее значению в конечном сечении трубопровода на момент прекращения перекачки (30 °С).

Полученные оценки времени безопасного охлаждения углеводородного продукта в остановленном трубопроводе, который по предположению до остановки достаточно длительное время, не менее 60...90 сут, эксплуатировался с Тнач = 60 °С, показывают, что для трубопровода с толщиной изоляции 80 мм безопасная остановка допустима в течение 10,4 сут, с толщиной изоляции 60 мм - в течение 6,3 сут, с толщиной изоляции 40 мм - в течение 2,1 сут.

При Тнач = 50 °С до прекращения перекачки соответствующие расчетные периоды времени безопасной остановки для трубопровода с изоляцией толщиной 80 мм составляют 7,8 сут, толщиной 60 мм - 4,4 сут, толщиной 40 мм - 0,9 сут. При Тнач = 40 °С до прекращения перекачки соответствующие расчетные периоды для трубопровода с изоляцией толщиной 80 мм составляют 5,4 сут, а толщиной 60 мм - 2,1 сут.

Таким образом, 80-миллиметровая пе-нополиуретановая термоизоляция труб трубопровода в зависимости от температуры

Время, сут

Рис. 2. Динамика охлаждения остановленного трубопровода с изоляцией толщиной 80 мм

предварительного подогрева транспортируемой углеводородной продукции на НС обеспечивает его безопасную остановку от 5,4 сут (при Тнач = 40 °С) до 10,4 сут (при Тнт = 60 °С), а 60-миллиметровая термоизоляция - безопасную остановку от 2,1 сут (при Тнач = 40 °С) до 6,3 сут (при Тнач = 60 °С). Наименее допустимые по продолжительности остановки «горячего» трубопровода имеем при 40-миллиметровой изоляции труб - от 0,9 сут (при Тнач = 50 °С) до 2,1 сут (при Тнач = 60 °С).

Решаемая в работе задача сопряжена со многими неопределенностями, которые сказываются на точности моделирования рассматриваемых тепловых процессов. Кроме того, при подготовке проектных документов необходимо предусматривать резерв по времени на безопасные остановки трубопровода. Поэтому при подготовке проектных требований по времени допустимой остановки «горячего» трубопровода можно рекомендовать в качестве консервативной оценки значения времени безопасной остановки трубопровода, уменьшенные на 25.35 % по сравнению с полученными по изложенной выше методике расчетов.

Используя рекомендуемое 25.35%-ное уменьшение расчетного времени безопасной остановки трубопровода можно ожидать, что 80-миллиметровая пенополиуретановая термоизоляция труб трубопровода обеспечит его безопасную остановку не более чем на 3,5 сут при подогреве на НС до 40 °С и 6,8 сут при подогреве на НС до 60 °С, а термоизоляция толщиной 60 мм - безопасную остановку трубопровода не более чем на 1,4 сут при Тнач = 40 °С и до 4,1 сут при Тнач = 60 °С.

Необходимо отметить, что рассчитанные по представленной методике периоды времени безопасной остановки «горячего» трубопровода с учетом рекомендуемого 25.35%-ного уменьшения расчетного времени безопасной остановки трубопровода являются достаточно консервативными, и на практике трубопроводы жидких углеводородов можно будет останавливать на значительно более протяженные периоды времени.

Более точная оценка времени безопасной остановки «горячего» трубопровода является очень сложной задачей, решение которой кроме преодоления математических сложностей потребует в качестве граничных и начальных исходных данных большого массива детальной

информации о реальных тепловых режимах как самого эксплуатирующегося трубопровода, так и грунта вокруг него.

Циклическая эксплуатация трубопровода

Необходимость непрерывной эксплуатации трубопровода с суточным расходом меньшим, чем это предусмотрено проектом, требует дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат на сооружение и содержание тепловых и насосных станций. Этого можно избежать посредствуом циклической эксплуатации трубопровода. Циклическая эксплуатация «горячих» магистральных трубопроводов жидких углеводородов предполагает, что определенное количество дней трубопровод эксплуатируют с проектной пропускной способностью, которая обеспечивает нормальный тепловой режим и гидравлические потери в пределах возможностей НС, а затем некоторое число дней перекачку по трубопроводу не производят.

В пределах одного цикла, когда вслед за «горячей» перекачкой продукта по трубопроводу в течение относительно непродолжительного времени следует его остановка, оценка времени безопасного охлаждения трубопровода после его остановки с помощью расчета соответствующей температуры Т может быть проведена с помощью формулы

Б1

" 1 " - Б +Б1

4Бо ] |_ 4Бо ]

Ф

4[Бо + Бо^

- Б1

1

4[Бо + Бо1]

Б1

Ф

4Бо1

- Б1

1

4Бо1

(2)

где числа Фурье Бо1 и Бо отвечают соответственно временному интервалу т1 «горячей» перекачки жидких углеводородов до ее остановки и времени охлаждения трубопровода т, берущего начало после остановки перекачки. При т1 ^ ® (Бо1 ^ ®) уравнение (2) переходит в уравнение (1).

Перепад температур ^ в левой части уравнения (2) имеет вид:

Т - Т

о= 10

Т - Т 11 10

где Ть - значение температуры транспортируемого флюида в рассматриваемом сечении на конец периода «горячей» перекачки жидкого флюида, которую можно при расчетах принять равной Тст (см. формулу (1)).

Все расчеты времени охлаждения жидких углеводородов и трубопровода при его остановке проводились при условии, что Тнач = 60 °С, а толщина слоя термоизоляции труб составляет 80 мм. Результаты моделирования динамики охлаждения транспортируемого продукта до безопасного температурного уровня (9 °С) при его остановке после 15-, 10- и 5-суточной непрерывной эксплуатации представлены на рис. 3-5 соответственно.

Полученные оценки времени безопасного охлаждения транспортируемого продукта в остановленном модельном трубопроводе с полиуретановой термоизоляцией толщиной 80 мм при его циклической работе и Тнач = 60 °С показывают, что безопасная остановка трубопровода после непрерывной перекачки в течение:

• 15 сут допустима в течение 6,08 сут;

• 10 сут допустима в течение 5,46 сут;

• 5 сут допустима в течение 4,54 сут.

Используя упомянутое выше 25...35%-ное уменьшение расчетного времени безопасной остановки трубопровода, можно рекомендовать остановку трубопровода при его циклической работе не более чем на 4,5.3,9; 4,1.3,5 и 3,4.2,9 сут после его непрерывной эксплуатации в течение 15, 10 и 5 сут соответственно.

Время, сут

Рис. 3. Динамика охлаждения остановленного трубопровода после 15 сут непрерывной эксплуатации

Рис. 5. Динамика охлаждения остановленного трубопровода после 5 сут непрерывной эксплуатации

***

Таким образом, проведены численные расчеты тепловых режимов модельного нефтепровода, по которому транспортируется высоко-застывающая или высокопарафинистая нефть. В качестве основных параметров нефтепровода, теплофизических свойств транспортируемой нефти и вмещающего трубопровод грунта выбраны значения, типичные для трубопроводов, нефти и грунтов северных регионов России.

Время, сут

Рис. 4. Динамика охлаждения остановленного трубопровода после 10 сут непрерывной эксплуатации

Особый интерес при проведении тепловых расчетов трубопроводов, по которым транспортируется высокозастывающая парафинистая нефть, представляют последствия длительной остановки перекачки в холодный период года. Оценка времени безопасного охлаждения трубопровода после остановки проведена применительно к двум вариантам эксплуатации нефтепровода:

• условно постоянной эксплуатации «горячего» трубопровода, когда перекачка парафи-нистой нефти осуществляется в течение не менее 60.90 сут. В этой постановке рассчитывается только динамика охлаждения стенок труб и окружающего грунта;

• циклической перекачки нефти, когда последовательно, с небольшими временными интервалами чередуются непрерывная перекачка «горячей» нефти и остановка перекачки.

Показано, например, что при постоянной, длительностью не менее 60.90 сут, перекачке нефти по модельному трубопроводу с 80-миллиметровой полиуретановой термоизоляцией при Тнач = 60 °С время безопасной остановки трубопровода не должно превышать 6,8 сут.

Что касается циклической перекачки нефти по аналогичному модельному нефтепроводу при Тнач = 60 °С, когда период непрерывной эксплуатации длится 5, 10 или 15 сут, расчетные временные интервалы безопасной остановки трубопровода составляют 3,9; 3,5 и 2,9 сут соответственно.

Список литературы

1. Васильев Г.Г. Трубопроводный транспорт 3. нефти: учеб. для вузов в 2 т. / Г.Г. Васильев,

Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; под ред.

С.М. Вайнштока. - М.: Недра-Бизнесцентр,

2002. - Т. 1. - 407 с. 4

2. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов / П.И. Тугунов. - М.: Недра, 1984. - 336 с.

Assessment of safe shutdown time for a pipeline which pumps high-stiffering oil

V.A. Suleymanov

Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: V_Suleimanov@vniigaz.gazprom.ru

Abstract. The paper presents numerical calculations concerned with thermal regimes of a model oil pipeline which pumps high-solidifying and high-paraffinous oils. The main parameters of pipelines, thermalphysic properties of transferred oils and soils holding this pipeline are chosen as typical in northern regions of Russia.

Special attention is paid to the aftereffects caused by durable pausing of oil pumping in cold seasons. A safe period for pipeline cooling after break of pumping is estimated for two variants of pipeline operation, namely for conventionaly permanent (not less than 60.90 days) and cyclic ones.

Keywords: underground oil pipeline, waxy crude oil, pour point, time of safe pausing of oil pumping. References

1. VASILYEV, G.G., G.Ye. KOROBKOV, A.A. KORSHAK et al. Pipeline transportation of oil [Truboprovodnyy transport nefti]: in 2 volumes. S.M. VAYNSHTOK (ed.). Moscow: Nedra-Bisnestsentr, 2002, vol. 1. (Russ.).

2. TUGUNOV, P.I. Unsteady modes for pumping oils and oil products [Nestatsionarnyye rezhimy perekachki neftey i nefteproduktov]. Moscow: Nedra, 1984. (Russ.).

3. XU, Cheng, Bo YU, Zhengwei ZHANG et al. Numerical simulation of a buried hot crude oil pipeline during shutdown. Petroleum Science. 2010, vol. 7, is. 1, pp. 73-82.

4. CHERNIKIN, V.I. Pumping of sticky and solidifying oils [Perekachka vyazkikh i zastyvayushchikh neftey]. Moscow: Gostoptekhizdat, 1958. (Russ.).

Xu Cheng. Numerical simulation of a buried hot crude oil pipeline during shutdown / Xu Cheng, Yu Bo, Zhang Zhengwei et al. // Petroleum Science. - 2010. - Т. 7. - Вып. 1. - С. 73-82.

Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей / В.И. Черникин. -М.: Гостоптехиздат, 1958. - 164 с.