CC BY
12
УДК 62-519; 53.096
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2022-3-4-21-25
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ЗАПОЛЯРЬЯ
FORECASTING AND REGULATION OF THERMAL MODES OF OPERATION OF TRUNK OIL PIPELINES IN THE ARCTIC
Бабичева Е.Б.1, Земенков Ю.Д.1, Бабичев Д.А.2, Щербанюк С.С.2
1 Тюменский индустриальный университет, 625000, Тюмень, Россия ORCID: http://orcid.org/0000-0003-4476-2210, E-mail: plb22@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-8784-4163, E-mail: yd_zemenkov@mail.ru
2 Уренгойское управление магистральных нефтепроводов, АО «Транснефть-Сибирь», 629303, г. Новый Уренгой, Россия ORCID: http://orcid.org/0000-0002-5837-9856,
E-mail: babichev_tgngu@mail.ru E-mail: sherbanukss@gmail.ru
Резюме: В статье рассмотрены вопросы оперативного регулирования и долгосрочного планирования тепловых режимов работы магистрального нефтепровода комбинированного способа прокладки, осуществляющего «горячую» перекачку нефти в условиях Заполярья. Целью работы является оптимизация температурного воздействия на перекачиваемый продукт в процессе транспортировки. В работе освещены основные этапы и результаты математического моделирования изменения температуры транспортируемой среды по длине нефтепровода, полученные в процессе моделирования аналитические зависимости. Рассмотрены вопросы практического применения результатов теоретических исследований в условиях реальных производств.
Ключевые слова: температурный режим, «горячая» перекачка, теплоотдача, магистральный нефтепровод, оперативное управление.
Для цитирования: Бабичева Е.Б., Земенков Ю.Д., Бабичев Д.А., Щербанюк С.С. Прогнозирование и регулирование тепловых режимов работы магистральных нефтепроводов в условиях Заполярья // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2022. № 3-4. С. 21-25.
D0I:10.24412/0131-4270-2022-3-4-21-25
Babicheva Elena B.1, Zemenkov Yuriy D.1, Babichev Dmitriy A.2, Shcherbanyuk Sergey S.2
1 Tyumen Industrial University, 625000, Tyumen, Russia
ORCID: http://orcid.org/0000-0003-4476-2210, E-mail: plb22@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-8784-4163, E-mail: yd_zemenkov@mail.ru
2 Urengoy Department of Trunk Oil Pipelines of Transneft Siberia JSC, 629303, New Urengoy, Russia 0RCID:http://orcid.org/0000-0002-5837-9856,
E-mail: babichev_tgngu@mail.ru E-mail:sherbanukss@gmail.ru
Abstract: The article deals with the issues of operational regulation and long-term planning of thermal modes of operation of the trunk oil pipeline of the combined method of laying, carrying out «hot» pumping of oil in the Arctic. The aim of the work is to optimize the temperature effect on the pumped product during transportation. The paper highlights the main stages and results of mathematical modeling of changes in the temperature of the transported medium along the length of the pipeline, analytical dependencies obtained in the modeling process. The issues of practical application of the results of theoretical research in real productionconditionsareconsi dered.
Keywords: temperature regime, «hot» pumping, heat transfer, oil trunk pipeline, operational management.
For citation: Babicheva E.B., Zemenkov YU.D., Babichev D.A., Shcherbanyuk S.S. FORECASTING AND REGULATION OF THERMAL MODES OF OPERATION OF TRUNK OIL PIPELINES IN THE ARCTIC. Transport and storage of Oil Products and hydrocarbons, 2022, no. 3-4, pp. 21-25.
DOI:10.24412/0131-4270-2022-3-4-21-25
Центр добычи полезных ископаемых, в том числе нефти и газа, постепенно смещается за полярный круг. Вводятся в эксплуатацию новые, разведанные сравнительно недавно месторождения и месторождения, законсервированные «до лучших времен» 30-50 лет назад. Истощение запасов месторождений средней полосы, находящихся в эксплуатации с 70-80-х годов прошлого века, требует промышленного освоения новых месторождений, находящихся в широтах с суровым климатом, но содержащих богатейшие запасы углеводородного сырья.
Добыча и транспортировка жидких углеводородов в районах, расположенных за полярным кругом, осложняется как природно-климатическими условиями (резкая смена температуры, большие снеговые и ветровые нагрузки, продолжительный период с преобладанием отрицательных температур) и геологическими особенностями грунтов (наличие многолетнемерзлых грунтов, заболоченность и
обводненность), так и нестандартными реологическими свойствами самих жидких углеводородов: преобладают нефти с высокой температурой застывания и высоким показателем коэффициента кинематической вязкости (высоко-застывающие и высоковязкие нефти). Однако, несмотря на сложности, освоение Заполярья ведется достаточно интенсивно.
О необходимости промышленного освоения Арктики говорится в Указе президента РФ от 5 марта 2020 года №164 «Основы государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2035 года» [1]. Согласно положениям федерального документа, основными национальными интересами Российской Федерации в Арктике является использование Арктической зоны РФ в качестве стратегической ресурсной базы, обеспечивающей решение задач социально-экономического развития страны, что непосредственно затрагивает вопросы организации работ по
добыче, подготовке и транспортировке углеводородного сырья, где важную роль играет своевременная доставка нефти и газа с арктических промыслов в центры распределения и переработки с сохранением качества и свойств транспортируемых углеводородов.
Первым серьезным шагом к развитию трубопроводной сети Заполярья стал ввод в эксплуатацию магистрального нефтепровода Заполярье-Пурпе с годовой проектной производительностью 45 млн т нефти. Уже на стадии проектирования наметились вопросы, связанные с транспортировкой «нетипичной» нефти, решением которых стала закладка в проект путевых пунктов подогрева нефти. Однако в процессе эксплуатации ввиду отсутствия методик расчетов тепловых режимов надземных трубопроводов эксплуатирующие организации сталкиваются с проблемами выбора оптимальных параметров перекачки при минимальных энергозатратах. Руководящий документ [2], составляющий основу теплогидравлических расчетов «горячих» нефтепроводов, не в полной мере соответствует требованиям реальных производств.
Несмотря на колоссальный накопленный опыт проектирования, строительства и эксплуатации «горячих» нефтепроводов, адаптивных методик, позволяющих с точностью, достаточной для инженерных расчетов, прогнозировать изменение температурных режимов работы магистрального нефтепровода комбинированного способа прокладки и оперативно влиять на них, на сегодняшний день нет. Еще недавно даже не рассматривалась необходимость подобных исследований по причине отсутствия самого объекта исследования - магистрального нефтепровода, расположенного за полярным кругом и осуществляющего «горячую» перекачку смеси высоковязкой и высокозастывающей нефти с периодическим предварительным и путевым подогревом транспортируемой среды. Сегодня такой нефтепровод есть, работает и постепенно наращивает производительность перекачки. А вместе с тем и затраты энергоносителей на подогрев транспортируемой нефти.
В связи с вышеизложенным разработка и внедрение в технологический процесс транспортировки высоковязких и высокозастывающих нефтей методик теплогидравлических расчетов режимов работы магистрального нефтепровода с комбинированной прокладкой является актуальной задачей.
Одним из решений подобной задачи может стать математическое моделирование процессов теплоотдачи по длине магистрального нефтепровода для получения аналитических зависимостей интенсивности остывания нефти на технологических участках (перегонах).
Для построения математической модели действующего магистрального нефтепровода необходимо учитывать особенности эксплуатации оборудования, технологии перекачки, накладывающие ограничения на пределы регулирования тепловых режимов «горячего» нефтепровода.
Моделирование процесса снижения температуры транспортируемой нефти по магистральному нефтепроводу комбинированного способа прокладки производилось на основании математической обработки диспетчерских данных за период декабрь 2020 года - февраль 2021 года. Для реализации модели использовались методы численного моделирования, что позволило более эффективно
производить расчет с использованием ЭВМ. Для дискретизации пространственных характеристик моделируемого объекта (нефть в трубопроводе) был применен метод конечных объемов. С одной стороны, данный подход позволил обеспечить баланс между производительностью и точностью моделирования путем изменения размеров элементов объекта исследования. С другой стороны, это позволило использовать комбинацию конечно-элементного и аналитического методов (вплоть до моделей с разрывами) для моделирования участков с незначительными изменениями исследуемых параметров и сократить расчетный массив данных на моделирование протяженных линейных участков.
Для дискретизации по времени реализован статический одношаговый итерационный подход. При этом принималось, что среда не имеет скорости (за счет малого шага пространства и времени), а все процессы внутри системы между шагами моделирования происходят линейно или являются статичными, то есть параметры системы не изменяются, а силы, действующие на систему в течение периода моделирования, постоянны. Такой подход позволил моделировать процессы тепло- и массопереноса в трубопроводе в любой заданный отрезок времени без необходимости производить дополнительные расчеты с самого начала процесса.
Для моделирования течения нефти были заданы ключевые конечные элементы системы с параметрами:
V - объем элемента,
т - масса нефти,
Т - температура нефти,
Р - давление нефти.
Обобщенный алгоритм работы модели можно представить в виде последовательного выполнения следующих операций:
1) определение объема нефти, участвующего в процессах массо- и теплообмена на каждом контрольном пункте, в качестве которых выступают узлы запорной арматуры, оснащенные оборудованием для определения расхода, давления и температуры нефти;
2) определение изменения температуры нефти в каждом конечном объеме. Такой подход к реализации модели позволил за счет использования малых объемов наиболее полно отразить процесс тепло- и массопереноса.
Масса нефти, перенесенная из узла i в узел \ (за время б). Зависит от параметров узлов (1):
¿т^ ^ = Fт (Ы, Ь/, ), (1)
где Ь, Ь- параметры узлов, Я, - параметры перекачки.
Параметры нагревания (2) на участке i в момент времени \\
Н/ ={Т, к}/, (2)
где Т- температура нагрева, к - коэффициент теплопере-носа (сколько тепла принимает единица массы нефти от нагревателя за единицу времени).
Параметры окружающей среды (3) на участке i в момент времени '¡\
V = ^апу (Щ ¿Щ-у ) + ^еа1ег (е!, Н/-1) + ^пу (е, ЕГ% (3)
где Т - температура воздуха, э - скорость ветра, к - коэффициент теплопереноса (сколько тепла принимает единица
массы нефти от окружающей среды за единицу времени), Fconv - модель теплообмена между старым и новым объемом нефти в элементе, Fheater -модель теплообмена между нефтью и нагревателем, Fenv - модель теплообмена между окружающей средой и нагревателем.
Определив структуру и ключевые параметры модели, на первом этапе построения системы моделирования использовался комплекс локальных линейных моделей. Определение уточняющих коэффициентов выполнялось вручную методом последовательных приближений (эмпирически на основе фактических данных) до достижения приемлемых сходи-мостей расчетных и фактических параметров по ключевым позициям, а именно: расход, давление, температура продукта.
С помощью линейных градиентов построена зависимость остывания нефти.
С учетом того что зависимость на каждом участке трубы определяется граничными условиями этого участка, определялась она по виду (4):
ОТ, = (о, ,т, Е щ, к)
гр
км
(4)
Q = Q (Т).
(5)
t = -
Рис. 1. График построения скорости потока
Рис. 2. График относительных отставаний данных
где dTi - потеря температуры на участке (Т+ 1 - Т) [°С], Qj - расход в начале участка [м3/ч], Т) - температура нефти в начале участка [°С], Е - температура воздуха в начале участка [°С], W 1 - скорость ветра в начале участка [м/с], К - коэффициент теплопотери, зависящий от теплоизоляции и способа прокладки участка [ед]. При этом эмпирическая зависимость расхода от температуры имеет вид (5):
Рис. 3. График абсолютных отставаний
Абсолютное отставание, 1$Ы11
350,00 300,00 т 250,00 | 200,00 Р 150,00 ° 100,00 50,00 0,00
= 0,Б9бх
300 Отметив, км
Для определения временного смещения объема нефти и его данных получена зависимость (6). При расчете изменения температуры нефти и использовании данных температуры на нулевом километре, его данные на расстоянии L брались на отметку времени:
^ + L
(6)
Рис. 4. Условный сжатый профиль нефтепровода
где Ss - скорость течения нефти на конечном отрезке.
На рис. 1-3 представлены графики рассчитанных величин.
По графикам видно, что временное смещение контрольных отрезков практически линейно (R2 = 0,9988). Исходя из этого наблюдения, коэффициент временного смещения от расстояния был принят равным 0,596.
На основании данных фактического давления и давления при условии горизонтальной прокладки трубы построен условный профиль трубопровода (рис. 4).
Полученные данные были линейно интерполированы по среднему расходу и средней температуре нефти. В результате получено уравнение остывания нефти на сегменте в общем виде (7):
dT = dTs (Kt, kq ),
где dTs - табличное остывание при средних показателях температуры и расхода, KT - коэффициент разницы температуры на интервале (8), Kq - коэффициент разницы подачи на интервале (9).
(T -E)
- (8)
Kt -
(t - Es );
К' -kq - —
Qs Q
(9)
(t - E ) Q
dT1 - dTs —4*Q,
s (t1 - Es ) Q
(10)
магистрального нефтепровода (от контрольного пункта до контрольного пункта) общая статическая модель остывания нефти на всем участке, которая описывает изменение температуры на одном конце в зависимости от параметров на другом и имеет следующий вид (11):
T+1 - T + dTs •
(r - ES )
QS - 1! n - 1 Q'
(11)
Преобразуя зависимость (7) с учетом полученных зависимостей (8) и (9), получили основное уравнение снижения температуры на расчетном участке МН (10):
где Еэ - табличное значение температуры окружающей среды, Qsj - табличное значение расхода, Т - температура нефти в заданном отрезке (в начальной точке).
После получения модели зависимости и параметров модели для каждого рассматриваемого участка
T = const,
где T - температура в начале трубопровода.
Параметры сегмента считаются постоянными на всем его протяжении, но при необходимости промежуточные значения могут быть получены с помощью линейной интерполяции.
Результаты, полученные в рамках построения математической модели «горячего» нефтепровода комбинированного способа прокладки, легли в основу адаптивной методики определения изменения температуры перекачиваемой среды с учетом изменения температуры окружающего воздуха и производительности магистрального нефтепровода при осуществлении «горячей» перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей, изложенной в статьях [3, 4]. Адекватность разработанной методики и входящих в ее состав аналитических зависимостей доказана результатами полевых испытаний в условиях реального производства [5]. Полученные расчетные зависимости легли в основу прикладного программного модуля прогнозирования падения температуры на технологическом участке нефтепровода. Его использование, в свою очередь, позволяет прогнозировать интенсивность нагрева нефти на пунктах подогрева при осуществлении перекачки по нефтепроводу комбинированного способа прокладки.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Указ президента РФ от 5 марта 2020 года № 164 «Основы государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2035 года». URL: http://www.scrf.gov.ru/media/files/file/W5JeWAnrAyplMIMHXFRXEmQw LOUfoesZ.pdf (дата обращения 24.06. 2022).
2. РД 39-30-139-79 Методика теплового и гидравлического расчета магистральных трубопроводов при стационарных и нестационарных режимах перекачки ньютоновских и неньютоновских нефтей в различных климатических условиях.
3. Бабичева Е.Б., Бабичев Д.А. Оптимизация температурных режимов «горячей» перекачки нефти в условиях Заполярья / Мат. междунар. науч.-техн. конф. «Нефтегазовый терминал». Тюмень: ТИУ, 2021. С. 29-33.
4. Бабичева Е.Б., Бабичев Д.А. К вопросу определения оптимальных тепловых режимов магистральных нефтепроводов Заполярья / Мат. междунар. науч.-техн. конф. «Нефтегазовый терминал». Тюмень: ТИУ,2021. С. 52-57.
5. Бабичева Е.Б., Бабичев Д.А. О результатах моделирования процессов теплоотдачи при «горячей» перекачке нефти в условияхЗаполярья / Мат. Всерос. (национальной) науч.-техн. конф. «Проблемы функционирования систем транспорта».Тюмень: ТИУ, 2022. С. 14-17.
REFERENCES
1. Ukaz Prezidenta RF ot 5 marta 2020 goda № 164 «Osnovygosudarstvennoypolitiki Rossiyskoy Federatsii vArktike na period do 2035goda» (Decree of the President of the Russian Federation of March 5, 2020 No. 164 «Fundamentals of the state policy of the Russian Federation in the Arctic for the period up to 2035») Available at: http://www.scrf. gov.ru/media/files/file/W5JeWAnrAyplMIMHXFRXEmQwLOUfoesZ.pdf (accessed 24 June 2022).
2. RD 39-30-139-79 Metodika teplovogo i gidravlicheskogo rascheta magistral'nykh truboprovodov pri statsionarnykh i nestatsionarnykh rezhimakh perekachki n'yutonovskikh i nen'yutonovskikh neftey v razlichnykh klimaticheskikh usloviyakh [RD 39-30-139-79 Methods of thermal and hydraulic calculation of main pipelines under stationary and non-stationary modes of pumping Newtonian and non-Newtonian oils in various climatic conditions].
3. Babicheva YE.B., Babichev D.A. Optimizatsiya temperaturnykh rezhimov «goryachey» perekachki nefti v usloviyakh Zapolyar'ya [Optimization of temperature regimes of «hot» pumping of oil in the conditions of the Arctic]. Trudy mezhd.
nauch.-tekhn. konf. «Neftegazovyyterminal» [Proc. of int. sci.-tech. conf. «Oil and gas terminal»]. Tyumen, 2021, pp. 29-33.
4. Babicheva YE.B., Babichev D.A. K voprosu opredeleniya optimal'nykh teplovykh rezhimov magistral'nykh nefteprovodov Zapolyar'ya [On the issue of determining the optimal thermal regimes of the main oil pipelines in the Arctic]. Trudy mezhd. nauch.-tekhn. konf. «Neftegazovyy terminal» [Proc. of int. sci.-tech. conf. «Oil and gas terminal»]. Tyumen, 2021, pp. 52-57.
5. Babicheva YE.B., Babichev D.A. O rezul'tatakh modelirovaniya protsessov teplootdachi pri «goryachey» perekachke nefti v usloviyakh Zapolyar'ya [On the results of modeling heat transfer processes during the «hot» pumping of oil in the conditions of the Arctic]. Trudy Vseros. (natsionalnoy) nauch.-tekhn. konf. «Problemy funktsionirovaniya sistem transporta» [Proc. of all-Russian (national) scientific and technical. conf. «Problems of functioning of transport systems»]. Tyumen, 2022, pp. 14-17.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Бабичева Елена Борисовна, ассистент кафедры промышленной теплоэнергетики, Тюменский индустриальный университет. Земенков Юрий Дмитриевич, д.т.н., проф., завкафедрой транспорта углеводородных ресурсов, Тюменский индустриальный университет. Бабичев Дмитрий Андреевич, к.т.н., начальник НПС № 2 Уренгойского управления магистральных нефтепроводов АО «Транснефть-Сибирь». Щербанюк Сергей Сергеевич, замначальника Уренгойского управления магистральных нефтепроводов АО «Транснефть-Сибирь».
Elena B. Babicheva, Assistant of the Department of Industrial Heat Power
Engineering, Tyumen Industrial University.
Yuriy D. Zemenkov, Dr. Sci. (Tech.),Prof., Head of the Department of
Transportation of Hydrocarbon Resources, Tyumen Industrial University.
Dmitriy A. Babichev, Cand. Sci. (Tech.), Head of NPS No. 2, Urengoy
Department of Trunk Oil Pipelines of Transneft Siberia JSC.
Sergey S. Shcherbanyuk, Deputy Head, Urengoy Department of Trunk Oil
Pipelines of Transneft Siberia JSC.
