ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ
УДК 622.692.4.052 © Коллектив авторов, 2015
Оптимизация режимов перезапуска участков магистрального трубопровода после краткосрочной остановки
Е.С. Махмотов, д.х.н., С.А. Рзиев
(АО «КазТрансОйл»), И.К. Бейсембетов, д.э.н., У.К. Жапбасбаев, д.т.н., Т.Т. Бекибаев, Г.И. Рамазанова, к.ф.-м.н. (АО «Казахстанско-Британский технический университет»)
Адрес для связи: gaukhar.ri@gmail.com
Ключевые слова: алгоритм расчета, магистральный трубопровод, последовательная перекачка, перезапуск трубопровода, краткосрочная остановка.
Optimization of the trunk pipeline sections restart mode after short time stop
E.S. Makhmotov, S.A. Rziev (KazTransOil JSC, Kazakhstan, Astana), I.K. Beisembetov, U.K. Zhapbasbayev, II Bekibayev, G.I. Ramazanova (Kazakh-British Technical University, Kazakhstan, Almaty)
E-mail: gaukhar.ri@gmail.com
Key words: calculating algorithm, trunk pipeline, batching, pipeline restarting, short-time stop.
The calculated data of mine pipeline sections restart after its short-time stop due to the transportation of Karazhanbas oil tender to Bitumen plant are presented. Trunk pipeline sections restart pressure is defined by regime parameters of batching of Karazhanbas oil and Buzachi oil mixture tenders. The calculated data is in good agreement with the industrial data.
Пуск участка неизотермического нефтепровода после остановки является одной из самых сложных технологических операций, регламентирующих работу всего трубопровода. Краткосрочная остановка и перезапуск участка магистрального нефтепровода требуют предельной осторожности из-за возможности возникновения аварийных ситуаций. Это связано с тем, что во время краткосрочной остановки участка из-за снижения температуры происходят остывание нефти и резкое увеличение ее вязкости. Потери напора в трубопроводе значительно возрастают и для перезапуска участка требуются большие давления насосных агрегатов, которые в свою очередь создают риск возникнова-ния аварийных ситуаций.
Бузачинская смесь, в состав которой входят нефти месторождений Каламкас, Арман, Каражанбас, Северные Бузачи и других [1, 2], транспортируется по трубопроводам Каражанбас - 250 км - СПН-112 - Жетыбай и Каражанбас - 250 км - Актау (рис. 1). Транспортирование партии чистой каражанбасской нефти на Битумный завод приводит к перезапуску участков 250 км -СПН-112 и 250 км - Актау после краткосрочной остановки (см. рис. 1). За время перекачки партии каражанбасской нефти на Битумный завод бузачинская смесь на участках 250 км - СПН-112 и 250 км - Актау остается без движения и начинает остывать (см. рис. 1). Время ее остывания определяется временем перекачки партии каражанбасской нефти на Битумный завод из пункта 250 км.
Перезапуск участков 250 км - СПН-112 и 250 км -Актау после остановки осуществляется работой насосных агрегатов НПС «Каражанбас», обеспечивающих последовательную перекачку партий каражанбаской нефти и бузачинской смеси на участке Каражанбас -250 км. Для безопасной эксплуатации участков 250 км -
СПН-112 и 250 км - Актау необходимо определить давление перезапуска в пункте 250 км.
Алгоритм расчета перезапуска участков
после краткосрочной остановки
Запуск участка 250 км - СПН-112 является более сложным, так как давление нефтяной смеси в пункте 250 км, необходимое для перезапуска данного участка, должно быть достаточным для дальнейшей перекачки смеси до НПС «Жетыбай». Для улучшения реологических свойств нефтяной смеси проводится попутный подогрев на СПН-112. Часть смеси в конце участка 250 км - Актау может сливаться в резервуары ГНПС «Актау», часть - дальше транспортируется по трубопроводу Актау - Жетыбай с помощью магистральных насосов ГНПС «Актау».
В связи с отмеченным более подробно остановимся на перезапуске участка 250 км - СПН-112 после остановки, вызванной транспортированием партии каражанбас-ской нефти на Битумный завод.
Длина трубопровода 250 км - СПН-112 составляет 14,3 км, внешний диаметр - 0,72 м, внутренний -0,702 м. Время остановки £ост участка считается известным и равным времени перекачки партии каражанбас-ской нефти на Битумный завод. Принимается, что в момент времени ^ движение нефтяной смеси на участке останавливается и начинается процесс ее остывания. Распределение температуры смеси по длине нефтепровода в момент остановки можно определить по формуле Шухова [3, 4]
Т(z) = Tw + (Т0 - Tw )• exp
k ndoz
Gcr
(1)
Рис. 1. Схемы перезапуска участков после краткосрочной остановки
где Т№ - температура окружающего грунта; Т0 - температура нефтяной смеси в пункте 250 км; k - коэффициент теплопередачи через стенку трубопровода; d0 -внутренний диаметр трубы; z - геодезическая отметка; G - массовый расход смеси; ср - коэффициент теплоемкости смеси.
Нефтяная смесь на участке 250 км - СПН-112 будет остывать с момента времени остановки Поэтому распределение температуры Т(£) (1) принимается как распределение температуры в начальный момент времени Тн^). В остановленном участке трубопровода имеется смесь объемом V = л^0.!,/4 (I - протяженность участка), плотностью р, массой М = рУ.За время остановки данная масса нефтесмеси начинает остывать.
Температуру остывания за время остановки можно оценить по модифицированной формуле Шухова [4, 5]
От распределения температуры (4) зависит изменение кинематической вязкости смеси нефти v(z) по длине участка 250 км - СПН-112 за время остановки. Перезапуск участка происходит в нестационарном режиме и через некоторое время наступает стационарный режим потока нефтяной смеси. Жидкость, находящаяся в состоянии покоя в длинной трубе, приводится в движение за счет перепада давления на ее концах, приложенного мгновенно и поддерживаемого постоянным [6, 7].
По опытным данным бузачинская смесь имеет низкую температуру потери текучести (Тпт = -24 °С) и предел текучести т0 равен нулю даже при температуре Т = 0 °С [1, 2]. В этих условиях давление в пункте 250 км для перезапуска бузачинской смеси определяется потерями напора на участке 250 км - СПН-112. Тогда давление в пункте 250 км можно найти по формуле
1п
Т -Т
н 1 №
Т - Т
'К
(2)
где Тк - температура смеси нефтей в конце остывания; Gm=M/tост=рLяd0/4tост - массовый расход нефтяной смеси при перезапуске; ^ - коэффициент теплопередачи, который находится из выражения
ктйд -
1
1/(2Хс)1п(^!/^ 0) + 1/(«2^1>
(3)
Здесь Хс - коэффициент теплопроводности стенки трубы, d1 - внешний диаметр трубы;а2 - коэффициент теплообмена внешней поверхности трубы с грунтом.
За время остановки распределение температуры нефтяной смеси по длине участка определяется следующим образом
Тк( г)- Т№ + (ТнО) - Т№ )р
4Ъ t -тл-т ост
9срЛ о
(4)
Р1 = Р2 + Рgkт(L) + рg(z2 - z1),
(5)
где рх, р2 - давление соответственно в пунктах 250 км и СПН-112 (давление р2 задается по технологическому регламенту рассматриваемого участка нефтепровода); g - ускорение свободного пвдения; кт(Ц) - суммарные потери напора на этом участке; z2-z1 - разность геодезических высот в пунктах СПН-112 и 250 км.
Потери напора кт^) рассчитываются по формуле Лей-бензона [3, 4]
П 2-т г
кТ (г) -рП^ Аг{ Ут(г )&, ¿5-т о
(6)
где |
л \2-т .
4 \ А
1; т, А1 - параметры режима тече-2Я
ния (А1 = 64, т = 1 - для ламинарного потока, А1 = 0,3164, т = 0,25 - для турбулентного потока); - объ-
л
емный расход; Дг - поправочный коэффициент на не-изотермичность потока по радиусу трубы.
При стационарном режиме потока нефтяной смеси можно определить потери напора ) и распределение давления по длине участка 250 км - СПН-112
р(г) = + р!^ + pg(z - z1).
(7)
Таким образом, зная распределения температуры и вязкости нефтяной смеси по длине нефтепровода, можно определить суммарные потери напора и перепад давления на участке 250 км - СПН-112.
Давление смеси р1 в пункте 250 км обеспечивается работой насосного оборудования НПС «Каражанбас», определяется теплогидравлическим расчетом последовательной перекачки партий каражанбасской нефти и бузачинской нефтяной смеси на участке Каражанбас - 250 км и обозначается р*1. Следовательно, если выполняется условие р*1>р1, то давление смеси на выходе из НПС «Каражан-бас» позволяет запустить участок 250 км - СПН-112 после краткосрочной остановки. При условии р*1 < р1 давления смеси на выходе из НПС «Каражанбас» недостаточно для запуска участка. В этом случае следует подключить еще один магистральный насос (МН) для повышения давления смеси на выходе НПС «Каражанбас» при заданном расходе потока смеси ( и соблюдении условий технологической карты уставок. При нарушении уставки необходимо снизить расход потока до (*, что по результатам тепло-гидравлических расчетов может обеспечить давление р*1.
Таким образом, условие р*1>р1 необходимо для перезапуска участка 250 км - СПН-112 после краткосрочной остановки, вызванной перекачкой партии каражанбас-ской нефти на Битумный завод. Аналогично рассчитывается перезапуск участка 250 км - Актау после остановки.
Обсуждение полученных результатов
На основе приведенного алгоритма проводились теп-логидравлические расчеты участка Каражанбас -250 км - Актау.
На рис. 2, а представлены расчетные давление и температура смеси нефти по трубопроводу Каражанбас -Актау после перезапуска участка 250 км - Актау. Расход бузачинской смеси считается равным расходу партии каражанбасской нефти. Температуры грунта по трассе участка и смеси на выходе НПС «Каражанбас» взяты из сводок за январь 2014 г.
За время остановки, равное 24 ч, температура потока на участке 250 км - Актау снижается с 21,8 до 15,3 °С, давление повышается от 0,85 до 1,04 МПа (см. рис. 2, а). Это объясняется тем, что после выхода на стационарный режим поток стал ламинарным из-за низкой температуры смеси. Потери напора были небольшими, и отрицательная разность геодезических высот участка z2 - z1 привела к повышению давления. По расчетам на перекачку бузачинской смеси с массовым расходом 1110 т/ч затрачивается 2094 кВт энергии насосного оборудования НПС «Каражанбас».
Аналогичные расчетные данные получены для остальных месяцев эксплуатации трубопровода. Для примера на
Рис. 2. Теплогидравлические расчеты на уч
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.