ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ АВАРИЙНЫХ ВЫБРОСОВ В СИСТЕМАХ НЕФТЕСБОРА Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ПОЖАРНАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ (ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ) FIRE AND INDUSTRIAL SAFETY (TECHNICAL)

УДК 331.453

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ АВАРИЙНЫХ ВЫБРОСОВ В СИСТЕМАХ НЕФТЕСБОРА

В. Б. БУБНОВ, Н. Н. ЕЛИН, И. М. КУЛИКОВ

ФГБОУ ВО Ивановская пожарно-спасательная академия ГПС МЧС России, Российская Федерация, г. Иваново Е-mail: kafppv@mail.ru

Разработана математическая модель нестационарного процесса опорожнения емкости, содержащей нефтеводогазовую смесь. Учитывалось изменение давления в емкости, концентраций жидкой и газовой фаз, их физических свойств и массовой скорости истечения. Результаты позволяют прогнозировать динамику расхода истечения и физических свойств смеси в процессе опорожнения емкости. Увеличение точности расчетов достигается за счет учета динамики расходных и физических параметров процесса. Методика позволяет рассчитывать массу и состав жидкого неиспаряемого остатка в емкости. Рекомендуется к использованию для оценки экологического ущерба вследствие аварийных розливов нефти, затрат на их ликвидацию и для обоснованного планирования производства ремонтных работ и мероприятий по обеспечению безопасности оборудования и персонала.

Ключевые слова: нефтеводогазовая смесь, концентрации фаз, давление, плотность, массовая скорость, степень опорожнения.

FORECASTING OF EMERGENCY EMISSION PROCESSES IN OIL RECOVERY SYSTEMS

V. B. BUBNOV, N. N. YELIN, I. M. KULIKOV

Federal State Educational Institution of Higher Education «Ivanovo Fire and Rescue Academy of the State Fire Service of the Ministry of the Russian Federation for Civil Defense, Emergencies and Elimination of Consequences of Natural Disasters», Russian Federation, Ivanovo Е-mail: kafppv@mail.ru

A mathematical model of the non-stationary process of emptying a container containing an oil-gas mixture has been developed. Changes in the pressure in the tank, concentrations of the liquid and gas phases, their physical properties and mass flow rate were taken into account. The results allow us to predict the dynamics of flow rate and physical properties of the mixture in the process of emptying the container. Increasing the accuracy of calculations is achieved by taking into account the dynamics of expenditure and physical parameters of the process. The method allows you to calculate the mass and composition of the liquid non-evaporable residue in the container. It is recommended to be used for assessing environmental damage due to emergency oil spills, the costs of their elimination, and for reasonable planning of repairs and measures to ensure the safety of equipment and personnel.

Key words: oil and gas mixture, phase concentrations, pressure, density, mass velocity, degree of emptying.

Аварийные выбросы при разгерметизации трубопроводов и аппаратов систем внутрипромыслового сбора и транспорта про-

© Бубнов В. Б., Елин Н. Н., Куликов И. М., 2020

дукции добывающих скважин являются основными причинами экологического ущерба в районах нефтегазодобычи. Для адекватной оценки этого ущерба и затрат на его ликвидацию нужно уметь правильно рассчитывать ди-

намику истечения нефтеводогазовых смесей через порывы.

Недостаток существующих методов расчета заключается в том, что они рассматривают данный процесс как истечение однофазной среды с некими осредненными по времени физическими свойствами, что может привести к значительным ошибкам. На самом деле опорожнение емкости, содержащей смесь углеводородных компонентов, представляет собой сложный нестационарный процесс, в котором изменяются давление, фазовое состояние смеси, компонентные составы жидкой и газовой фаз и их физические свойства.

Наиболее простыми являются случаи, при которых в течение всего процесса истечения смесь остается однофазной - жидкой или газовой. В первом случае небольшие погрешности результатов расчетов могут быть обусловлены игнорированием сжимаемости углеводородов, а во втором - использованием модели идеального газа [1, 2]. Если в процессе опорожнения участка трубопровода или емкости, содержащей в начальный момент времени продукцию в жидком состоянии, давление в ней снизится до давления насыщения, то начнется выделение газовой фазы. В начале этого процесса происходит испарение летучих компонентов, имеющих наименьшую молекулярную массу и плотность, что приводит к увеличению молекулярной массы смеси, ее жидкой и газовой

фаз, остающихся в сосуде. При этом изменяются физические свойства смеси и обеих фаз, а также массовая скорость истечения.

Рассмотрим процесс опорожнения сосуда (например, аварийного участка нефтесборного трубопровода), в котором в начальный момент времени находится обводненная нефть при давлении p0, большем давления насыщения ps. Для описания динамики фазового состояния и физических свойств воспользуемся моделью «черной нефти» [3], согласно которой давление насыщения нефти зависит от температуры t и количества растворенного в ней газа vr. Для нефти, давление насыщения которой при температуре пласта ^ равно psr и не содержащей неуглеводородных компонентов

Ps (vr) = Psr —

t„ — t

9,157 +

701,8 ■

(1)

На рис. 1 показан пример расчета кривой разгазирования нефти, газовый фактор которой, представляющий собой сумму растворенного vr и свободного (выделившегося) газа V равен 80 нм3/м3 нефти. По оси абсцисс указана величина отношения текущего давления к давлению насыщения ро=р/р5.

Рис. 1. Кривые разгазирования нефти: 1- количество растворенного газа, 2- количество свободного газа

v

r

В процессе опорожнения емкости давление в ней уменьшается и достигает давления насыщения. С этого момента начинается выделение свободного газа, и количество растворенного газа уменьшается. Давление насыщения при этом увеличивается.

Для его расчета исследуемого процесса организуется цикл по времени т = пАт, где п = 0,1,2,.....- номер шага. Величина шага Ат подбирается исходя из опыта (чем меньше эквивалентный диаметр отверстия и чем больше начальная масса газа в емкости, тем больше Ат). На каждом шаге рассчитывается массовая скорость истечения pwn. До тех пор, пока р > р3 расчет производится по известным зависимостям для жидкости, а при р < р3 - по методике [3] для газожидкостных смесей:

PK =,

2k [k-1

PPm

yk - y

k+1 ^ k

(2)

где р, рт - давление и плотность газожидкостной смеси на этом же шаге, к - показатель адиабаты, у - отношение давления в окружающей среде к давлению в сосуде. Индекс «п», указывающий номер шага по времени, у этих величин опущен.

Плотность смеси определяется через плотности жидкой и газовой фазы Р1 и р2 и их массовые концентрации в смеси х1 и х2:

Pm =■

1

(3)

Pl P2

Здесь и далее индекс «1» относится к жидкой фазе, «2» - к газовой, «т» - к смеси.

Если величина у меньше критической ус, то в расчет по формуле (2) принимается у = ус. Для расчета величины ус предлагается методика [3].

Массовый расход истечения тп определяется как произведение массовой скорости, рассчитанной по (2), (3) и площади живого сечения отверстия, через которое оно происходит. Масса смеси в сосуде на каждом шаге Мп = Мп-1 - тп Ат, ее плотность рт определяется как отношение этой массы к объему сосуда. Методом последовательных приближений определяется давление, при котором выполняется равенство (3). Величины р1, р2, х1 и х2 зависят от давления, температуры, количества растворенного и свободного газа в нефти. Для определения величин плотности жидкой и газовой фазы р1 и р2 используются корреляционные зависимости [3].

На рис. 2 в качестве примера представлены результаты расчетов динамики давления в емкости и давления насыщения находящейся в ней нефти.

Рис. 2. Динамика давления: 1 - давление в сосуде, 2 - давление насыщения

В данном примере истечение газожидкостной смеси начинается в момент времени тс = 12,95 мин.

Динамика фазового состояния нефте-водогазовой смеси, рассчитанная для данного примера по предлагаемой методике, представлена на рис. 3.

1- - . 1 % \

% \ >

■ ■=»■ п

-: ее sc ню ■

Рис. 3. Динамика фазового состояния

При т < тс происходит истечение жидкости (нефтеводяной смеси). При этом массовые концентрации фаз постоянны х1 = 1, х2 = 0.

На рис. 4 представлены результаты расчетов динамики плотностей жидкой и газовой фаз и плотности смеси в процессе опорожнения сосуда.

Плотность жидкой фазы (рис. 4а) при уменьшении давления в сосуде от первоначального до давления насыщения уменьшается за счет сжимаемости смеси углеводородов, а затем, при т > тс, монотонно увеличивается за счет испарения легких компонентов.

Результаты расчетов динамики плотности газовой фазы (рис.4б) и смеси (рис.4в) представлены для периода времени т > тс, когда появляется газовая фаза. Плотность газовой фазы монотонно уменьшается в течение всего рассматриваемого периода времени, так как уменьшение давления доминирует над увеличением молекулярной массы смеси углеводородных компонентов, находящихся в газовой фазе.

:; +о 60 so юо

Рис. 4б. Динамика плотности газовой фазы

;о 40 и so :;:

г

Рис. 4а. Динамика плотности жидкой фазы

:; 40 s: so 100

Рис. 4в. Динамика плотности смеси

На рис. 5 представлены результаты расчетов динамики массовой скорости истечения смеси для трех значений начальной обво-

денности нефти, рассчитываемой как отношение веса воды к весу жидкости.

30

I .

+0

20

г» h + V.» 1 1

1 ъ \ «1 \ V ■ iL Ч,

20

4-0

60

so

100

Рис. 5. Динамика массовой скорости истечения: 1-обводненность нефти 20%; 2-40%; 3-70%

При т < тс массовая скорость слабо уменьшается вследствие уменьшения плотности жидкости. При появлении газовой фазы истечение происходит в критическом режиме в течение всего рассматриваемого периода времени. Так как в газовую фазу переходят только углеводородные компоненты смеси, то обводненность нефти в этот период увеличивается. Увеличение обводненности приводит к уменьшению массовой концентрации газовой фазы, увеличению плотности жидкой фазы, а, следовательно, к увеличению плотности смеси. Массовая скорость истечения, зависимость которой от плотности смеси описывается формулой (2), при этом увеличивается.

На рис.6 представлены результаты расчетов динамики опорожнения сосуда (доли массы смеси, находящейся в нем в данный момент времени) для тех же величин обводненности нефти, что и для рис. 5.

На рис. 7 показано сравнение результатов расчета динамики опорожнения без учета динамики изменения физических свойств фаз и по предлагаемой методике.

Рис. 6. Динамика опорожнения: 1 - обводненность нефти 20%; 2 - 40%; 3 - 70%

В начальный период времени увеличение обводненности приводит к более быстрому опорожнению вследствие большей массовой скорости истечения (рис.5). В дальнейшем кривые у(т) приближаются к асимптотам ч(т)= ч0, где у0 - массовая доля «неиспаряемого остатка», остающегося в сосуде при уменьшении давления в нем до давления окружающей среды. Как и следовало ожидать, величина ч0 тем больше, чем больше обводненность.

Рис. 7. Сравнение результатов расчета динамики опорожнения при обводненность нефти 20%: 1 - без учета динамики изменения физических свойств фаз, 2 - по предлагаемой методике

При истечении основной массы смеси разница в величине массовой скорости, рассчитанной без учета и с учетом компонентного состава смеси, не превышает 10%. Однако на завершающей стадии процесса, имеющей большую продолжительность и происходящей при малых расходах, наблюдаются существенные различия в результатах. При расчете по средним физическим свойствам фаз масса смеси, оставшаяся в сосуде, асимптотически к меньшей величине, чем при расчете по предлагаемой методике.

Представленные математические модели используются в программном комплексе OIS PIPE [4] для прогнозирования динамики опорожнения участков трубопроводов и сосудов, содержащих нефтеводогазовые смеси. Это необходимо для адекватной оценки экологического ущерба вследствие аварийных розливов нефти, затрат на их ликвидацию и для обоснованного планирования производства ремонтных работ и мероприятий по обеспечению безопасности оборудования и персонала.

Список литературы

1. Лурье М. В. Экспертиза утечек газа из резервуаров с высоким давлением // Терри-

тория нефтегаз. 2014. № 4. С. 52-57.

2. Николаев Е. А., Харламов С. Н. Исследование сепарационных процессов углеводородных многокомпонентных систем в режи-

мах функционирования оборудования предварительной подготовки нефти // Известия Томского политехнического университета. 2016. Т. 327. № 7. С. 84-99.

3. Брилл Дж. П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. 384 с.

4. Программный комплекс OlSPipe для мониторинга и оптимизации систем сбора газа месторождений различных типов / Н.Н. Елин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2008. № 5. С.65-69.

References

1. Lur'ye M. V. Ekspertiza utechek gaza iz rezervuarov s vysokim davleniyem [Expertise of gas leaks from high-pressure tanks]. Territoriya neftegaz, 2014, vol. 4, pp. 52-57.

2. Nikolayev Ye. A., Kharlamov S. N. Is-sledovaniye separatsionnykh protsessov uglevo-

dorodnykh mnogokomponentnykh sistem v rezhimakh funktsionirovaniya oborudovaniya predvaritel'noy podgotovki nefti [Investigation of separation processes of hydrocarbon multicom-ponent systems in the operating modes of oil pre-treatment equipment. News of Tomsk Polytechnic University]. Izvestiya Tomskogo politekhnich-eskogo universiteta, 2016, vol. 327, issue 7, pp. 84-99.

3. Brill Dzh. P., Mukerdzhi KH. Mnog-ofaznyy potok v skvazhinakh [Multiphase flow in wells]. Moskow; Izhevsk: Institut komp'yuternykh issledovaniy, 2006, 384 p.

4. Programmnyy kompleks OISPipe dlya monitoringa i optimizatsii sistem sbora gaza mes-torozhdeniy razlichnykh tipov [OISPipe software package for monitoring and optimizing gas collection systems for various types of fields] / N. N. Yelin [et al.]. Neftyanoye khozyaystvo, 2008, vol. 5, pp. 65-69.

Бубнов Владимир Борисович

ФГБОУ ВО Ивановская пожарно-спасательная академия ГПС МЧС России,

Российская Федерация, г. Иваново

кандидат технических наук, доцент

E-mail: kafppv@mail.ru

Bubnov Vladimir Borisovich

Federal State Education of Institution of Higher Education «Ivanovo Fire and Rescue Academy of the State Fire Service of the Ministry of the Russia Federation for Civil Defense, Emergencies and Elimination of Consequences of Natural Disasters», Russia Federation, Ivanovo candidate of technical sciences, associate professor E-mail: kafppv@mail.ru

Елин Николай Николаевич

доктор технических наук, профессор

E-mail: kafppv@mail.ru

Yelin Nikolay Nikolaevich

Doctor of technical sciences, professor

E-mail: kafppv@mail.ru

Куликов Илья Михайлович

ФГБОУ ВО Ивановская пожарно-спасательная академия ГПС МЧС России,

Российская Федерация, г. Иваново

адъюнкт адъюнктуры

E-mail: kafppv@mail.ru

Kulikov Ilya Mikhailovich

Federal State Education of Institution of Higher Education «Ivanovo Fire and Rescue Academy of the State Fire Service of the Ministry of the Russia Federation for Civil Defense, Emergencies and Elimination of Consequences of Natural Disasters», Russia Federation, Ivanovo adjunct of the adjunct E-mail: kafppv@mail.ru