Российская Федерация обладает значительным минерально-сырьевым потенциалом, который имеет стратегическое значение для развития экономики и обеспечения энергетической безопасности страны. Ключевое место в минерально-сырьевой базе занимают ресурсы нефти. В настоящее время начальные запасы нефти уже выработаны более чем на 50%, в европейской части - на 65%, в том числе в Урало-Поволжье - более чем на 70%. Степень выработанности запасов крупных активно осваиваемых месторождений приближается к 60% [1]. Постоянно увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов (сверхвязкая нефть (СВН), природный битум (ПБ) и др.), составляющая для основных нефтедобывающих компаний от 30 до 65% [1]. Вовлечение в процессы добычи и транспортирования сверхвязкой нефти может служить резервом дальнейшего развития нефтяной отрасли. В связи с увеличением объема добычи СВН и ПБ и их стратегической ролью, возникает острая потребность обеспечить надежный и эффективный процесс их транспорта по трубопроводной системе.
В России месторождения тяжелой нефти наиболее активно разрабатываются на территории Республики Татарстан, на которую приходится 71% СВН и ПБ в общих запасах. Порядка 80% всей добываемой на территории Республики Татарстан нефти приходится на долю ОАО «Татнефть» (26,2 млн. тонн нефти) [2]. Ашальчинское месторождение занимает особое место среди месторождений Республики Татарстан, поскольку к нему приурочена значительная доля добываемых в республике СВН и ПБ. Одной из доказавших свою эффективность технологий трубопроводного транспорта, которая применяется при транспортировке нефти Ашальчинского месторождения, является технология перекачки с предварительным подогревом и разбавлением маловязкой нефтью. Эффективность подобной технологии напрямую зависит от установившихся в системе теплового и гидравлического режимов. В этой связи задача исследования теплового режима трубопроводной системы, транспортирующей смесь битуминозной нефти и разбавителя, является актуальной.
Экспериментальные исследования
В ходе работы по изучению реологических свойств смеси битуминозной нефти Ашальчинского месторождения с маловязким разбавителем проведены исследования образца нефтяного сырья предоставленного ЦДСВН НГДУ «Нурлатнефть» (ОАО «Татнефть»). Экспериментальные исследования проводились в Центре инженерных изысканий (Национальный минерально-сырьевой университет "Горный"), на ротационном реометре «Kinexus ultra+». Принцип действия «Kinexus ultra+» заключается в приложении к испытуемому образцу регулируемой деформации сдвига с целью измерения свойств текучести.
Базируясь на результатах экспериментальных исследований, представленных в работах [3,4], установлена иерархия реологических моделей для исследуемой нефтяной системы: от простейшей однопараметрической модели Ньютона до модели Карро, включающей в себя 4 независимых параметра. Предложенные модели с высокой степенью точности и качественно верно описывают реологические свойства нефтяной смеси. С увеличением температуры и концентрации маловязкого разбавителя реологические модели смеси битуминозной нефти и разбавителя изменяются в следующей последовательности: «модель Карро» – «модель Эллиса» – «модель Оствальда-де Вааля» – «модель ньютоновской жидкости».
На рисунке 1 представлено двумерное поле реологических моделей исследуемых нефтяных смесей в координатах температура смеси – концентрация маловязкого разбавителя.
Рисунок 1 – Двумерное поле реологических моделей смеси битуминозной и маловязкой нефтей Ашальчинского месторождения при различных значениях температуры и концентрации маловязкой нефти:
0 – модель Ньютона (Newtonian fluid)
1 – модель Оствальда-деВааля (Ostwald de Waele model or power-law)
2 – модель Эллиса (Ellis fluid model)
3 – модель Карро (Carreau model)
В связи с относительно большим шагом по концентрации разбавителя, для ориентировочных расчетов промежуточные значения коэффициентов моделей допустимо определять путем интерполяции.
Теоретический анализ
Задача теплового расчета трубопроводного транспорта нефтяной смеси состоит в нахождении распределения средней по сечению температуры нефти в зависимости от координаты по ходу трассы нефтепровода. При решении данной задачи трасса трубопровода разбивается на участки малой длины, в пределах которых определяются теплофизические и реологические свойства нефтяной смеси. Для описания изменения средней по сечению температуры нефтяной смеси в пределах каждого участка предлагается использовать следующую зависимость [5]:
где T(x) – средняя по сечению температура нефти в зависимости от текущей координаты, Tн – начальная температура нефти, G – массовый расход нефти, K – полный коэффициент теплопередачи от транспортируемого продукта в окружающую среду, D – внутренний диаметр трубопровода, T0 – температура окружающей среды, iср – средний гидравлический уклон, Ср – коэффициент изобарной теплоемкости нефти, ε – массовая доля парафина в нефти, Тнп и Ткп – температуры начала и конца выпадения парафина соответственно, χП – скрытая теплота кристаллизации парафина.
При расчете распределения средней по сечению температуры нефти по длине трассы нефтепровода решающую роль играет величина полного коэффициента теплопередачи, определяемая в соответствии с зависимостью [5]:
где α1 – внутренний коэффициент теплоотдачи от транспортируемого продукта к внутренней поверхности стенки трубы (или отложений, если они присутствуют), α2 – внешний коэффициент теплоотдачи от трубопровода в окружающий массив грунта, λi, Di, Di+1 – коэффициент теплопроводности, внутренний и наружный диаметры i-ого слоя (отложения парафина, если они присутствуют, металл трубы, антикоррозионная изоляция, тепловая изоляция), DN – внешний диаметр трубопровода.
При определении коэффициента полной теплопередачи возникает задача расчета теплового взаимодействия «горячего» трубопровода с окружающим его массивом грунта. Ввиду сложной природы решаемой задачи, ее решение в аналитическом виде затруднено. В рамках настоящего исследования задача была решена с использованием численных методов. На рисунке 2 в качестве примера реализации численных методов приведено температурное поле массива грунта возле подземного трубопровода, построенное в программном пакете COMSOL Multiphysics 5.2, для условий исследуемого в диссертации участка ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС, в одной из точек трассы трубопровода.
Рисунок 2 – Температурное поле массива грунта возле подземного трубопровода (ТN = 30 0С, DN = 0,53 м, h0 =1,5 м)
С использованием полученных в результате экспериментальных исследований данных по реологическим моделям транспортируемой смеси, произведен теплогидравлический расчет участка ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС (Миннибаевский центральный пункт сбора). В таблице 1 приведены основные параметры участка ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС, послужившие наряду с данными экспериментальных исследований, в качестве исходных данных для определения теплового режима нефтепровода.
Таблица 1 – Основные параметры участка трубопровода Результаты
В результате проведенного теплогидравлического расчета было получено искомое распределение температуры по длине трассы нефтепровода, представленное на рисунке 3.
Рисунок 3 – Распределение средней по сечению температуры нефтяной смеси в зависимости от длины нефтепровода по ходу трассы на участке ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС
Конечная температура Тк по результатам расчета составляет 26,4 0С. Полученная в соответствии с предложенной методикой расчетов конечная температура отличается от реальных эксплуатационных данных на 0,3 0С. Относительная погрешность составляет 1,1 %, что позволяет говорить об относительно высокой точности полученного решения.
Таким образом, в работе исследован тепловой режим трубопроводного транспорта битуминозной нефти в смеси с маловязким разбавителем. Расчеты базируются на результатах экспериментальных исследований комплексных реологических свойств системы «битуминозная нефть – маловязкий разбавитель», а также на численном решении задачи теплового взаимодействия трубопровода с окружающим массивом грунта.
Найдено распределение средней по сечению температуры нефти в зависимости от координаты по ходу трассы нефтепровода для участка трубопровода ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС. Относительная погрешность определения конечной температуры на участке трубопровода в соответствии с разработанной методикой составила 1,1%.
Литература
В России месторождения тяжелой нефти наиболее активно разрабатываются на территории Республики Татарстан, на которую приходится 71% СВН и ПБ в общих запасах. Порядка 80% всей добываемой на территории Республики Татарстан нефти приходится на долю ОАО «Татнефть» (26,2 млн. тонн нефти) [2]. Ашальчинское месторождение занимает особое место среди месторождений Республики Татарстан, поскольку к нему приурочена значительная доля добываемых в республике СВН и ПБ. Одной из доказавших свою эффективность технологий трубопроводного транспорта, которая применяется при транспортировке нефти Ашальчинского месторождения, является технология перекачки с предварительным подогревом и разбавлением маловязкой нефтью. Эффективность подобной технологии напрямую зависит от установившихся в системе теплового и гидравлического режимов. В этой связи задача исследования теплового режима трубопроводной системы, транспортирующей смесь битуминозной нефти и разбавителя, является актуальной.
Экспериментальные исследования
В ходе работы по изучению реологических свойств смеси битуминозной нефти Ашальчинского месторождения с маловязким разбавителем проведены исследования образца нефтяного сырья предоставленного ЦДСВН НГДУ «Нурлатнефть» (ОАО «Татнефть»). Экспериментальные исследования проводились в Центре инженерных изысканий (Национальный минерально-сырьевой университет "Горный"), на ротационном реометре «Kinexus ultra+». Принцип действия «Kinexus ultra+» заключается в приложении к испытуемому образцу регулируемой деформации сдвига с целью измерения свойств текучести.
Базируясь на результатах экспериментальных исследований, представленных в работах [3,4], установлена иерархия реологических моделей для исследуемой нефтяной системы: от простейшей однопараметрической модели Ньютона до модели Карро, включающей в себя 4 независимых параметра. Предложенные модели с высокой степенью точности и качественно верно описывают реологические свойства нефтяной смеси. С увеличением температуры и концентрации маловязкого разбавителя реологические модели смеси битуминозной нефти и разбавителя изменяются в следующей последовательности: «модель Карро» – «модель Эллиса» – «модель Оствальда-де Вааля» – «модель ньютоновской жидкости».
На рисунке 1 представлено двумерное поле реологических моделей исследуемых нефтяных смесей в координатах температура смеси – концентрация маловязкого разбавителя.
Рисунок 1 – Двумерное поле реологических моделей смеси битуминозной и маловязкой нефтей Ашальчинского месторождения при различных значениях температуры и концентрации маловязкой нефти:
0 – модель Ньютона (Newtonian fluid)
1 – модель Оствальда-деВааля (Ostwald de Waele model or power-law)
2 – модель Эллиса (Ellis fluid model)
3 – модель Карро (Carreau model)
В связи с относительно большим шагом по концентрации разбавителя, для ориентировочных расчетов промежуточные значения коэффициентов моделей допустимо определять путем интерполяции.
Теоретический анализ
Задача теплового расчета трубопроводного транспорта нефтяной смеси состоит в нахождении распределения средней по сечению температуры нефти в зависимости от координаты по ходу трассы нефтепровода. При решении данной задачи трасса трубопровода разбивается на участки малой длины, в пределах которых определяются теплофизические и реологические свойства нефтяной смеси. Для описания изменения средней по сечению температуры нефтяной смеси в пределах каждого участка предлагается использовать следующую зависимость [5]:
где T(x) – средняя по сечению температура нефти в зависимости от текущей координаты, Tн – начальная температура нефти, G – массовый расход нефти, K – полный коэффициент теплопередачи от транспортируемого продукта в окружающую среду, D – внутренний диаметр трубопровода, T0 – температура окружающей среды, iср – средний гидравлический уклон, Ср – коэффициент изобарной теплоемкости нефти, ε – массовая доля парафина в нефти, Тнп и Ткп – температуры начала и конца выпадения парафина соответственно, χП – скрытая теплота кристаллизации парафина.
При расчете распределения средней по сечению температуры нефти по длине трассы нефтепровода решающую роль играет величина полного коэффициента теплопередачи, определяемая в соответствии с зависимостью [5]:
где α1 – внутренний коэффициент теплоотдачи от транспортируемого продукта к внутренней поверхности стенки трубы (или отложений, если они присутствуют), α2 – внешний коэффициент теплоотдачи от трубопровода в окружающий массив грунта, λi, Di, Di+1 – коэффициент теплопроводности, внутренний и наружный диаметры i-ого слоя (отложения парафина, если они присутствуют, металл трубы, антикоррозионная изоляция, тепловая изоляция), DN – внешний диаметр трубопровода.
При определении коэффициента полной теплопередачи возникает задача расчета теплового взаимодействия «горячего» трубопровода с окружающим его массивом грунта. Ввиду сложной природы решаемой задачи, ее решение в аналитическом виде затруднено. В рамках настоящего исследования задача была решена с использованием численных методов. На рисунке 2 в качестве примера реализации численных методов приведено температурное поле массива грунта возле подземного трубопровода, построенное в программном пакете COMSOL Multiphysics 5.2, для условий исследуемого в диссертации участка ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС, в одной из точек трассы трубопровода.
Рисунок 2 – Температурное поле массива грунта возле подземного трубопровода (ТN = 30 0С, DN = 0,53 м, h0 =1,5 м)
С использованием полученных в результате экспериментальных исследований данных по реологическим моделям транспортируемой смеси, произведен теплогидравлический расчет участка ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС (Миннибаевский центральный пункт сбора). В таблице 1 приведены основные параметры участка ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС, послужившие наряду с данными экспериментальных исследований, в качестве исходных данных для определения теплового режима нефтепровода.
Таблица 1 – Основные параметры участка трубопровода Результаты
В результате проведенного теплогидравлического расчета было получено искомое распределение температуры по длине трассы нефтепровода, представленное на рисунке 3.
Рисунок 3 – Распределение средней по сечению температуры нефтяной смеси в зависимости от длины нефтепровода по ходу трассы на участке ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС
Конечная температура Тк по результатам расчета составляет 26,4 0С. Полученная в соответствии с предложенной методикой расчетов конечная температура отличается от реальных эксплуатационных данных на 0,3 0С. Относительная погрешность составляет 1,1 %, что позволяет говорить об относительно высокой точности полученного решения.
Таким образом, в работе исследован тепловой режим трубопроводного транспорта битуминозной нефти в смеси с маловязким разбавителем. Расчеты базируются на результатах экспериментальных исследований комплексных реологических свойств системы «битуминозная нефть – маловязкий разбавитель», а также на численном решении задачи теплового взаимодействия трубопровода с окружающим массивом грунта.
Найдено распределение средней по сечению температуры нефти в зависимости от координаты по ходу трассы нефтепровода для участка трубопровода ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС. Относительная погрешность определения конечной температуры на участке трубопровода в соответствии с разработанной методикой составила 1,1%.
Литература
- «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года»
- «Стратегия развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года»
- Закиров А.И. Исследование реологических свойств битуминозной нефти Ашальчинского месторождения / А.И. Каримов, А.И. Закиров, В.В. Пшенин // ГИАБ. – 2015. - № 10. - с. 382-390.
- Закиров А.И. Исследование реологических моделей смеси битуминозной и маловязкой нефтей Ашальчинского месторождения / А.К. Николаев, А.И. Закиров, В.В. Пшенин // ГИАБ. – 2015. - № 11. - с. 353-360.
- Коршак, А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов / А.А. Коршак, А.М. Нечваль - СПб: Недра, 2008. - 488 с.
