Статья посвящена вопросам обоснования решения задачи о повышении энергоэффективности системы «трубопровод — насосная станция» в случае горячей перекачки нефти, дана оценка трубопроводной системы Казахстана, перекачивающих высоковязкие нефти. Авторы предлагают в качестве решения такой задачи — составление математической модели, учитывающую изменение характеристик центробежных насосов, что позволит выполнить поиск совокупности параметров, обеспечивающих энергоэффективный режим транспорта высоковязкой нефти по «горячему» трубопроводу.

Ключевые слова: нефтепровод, высоковязкая нефть, совмещенная характеристика, температура подогрева нефти, изменение характеристик центробежных насосов

Казахстан обладает большими подтвержденными запасами нефти и газа. Для транспортировки углеводородов в республике используется около 10715 км нефте- и газопроводов. Перед страной сегодня стоит ряд нерешенных проблем, связанных с поставкой нефти на внутренний и международный рынки. Проблемы, касающиеся внутреннего рынка, заключаются в том, что основная часть запасов и основные объемы добычи нефти находятся на западе, в то время как ее потребители (крупные города и промышленные центры) находятся на юго-востоке и индустриальном севере. Как следствие советской экономической системы, добываемая на западе нефть транспортируется через Россию транзитом на мировые рынки, а внутренняя потребность на востоке восполняется путем импорта из Сибири. Большинство из существующих трубопроводов были построены несколько десятков лет назад и предназначались для осуществления целей бывшего Советского Союза, а не Казахстана как независимого государства.

В настоящее время по трубопроводной системе транспортируется более 80 % всей добываемой в республике нефти. Разветвленная сеть трубопроводов проходит по территории восьми областей Казахстана. Это основные нефтяные маршруты: Узень — Атырау — Самара, Каламкас — Каражанбас — Актау, Жанажол — Кенкияк — Орск, Омск — Павлодар — Шымкент — Чарджоу.

Первый в мире уникальный трансконтинентальный горячий нефтепровод Узень — Атырау — Самара протяженностью 1500 км был построен в 1968–1970 гг. [1, с. 164]. Высоковязкая парафинистая нефть Мангистау, застывающая при температуре (+30)–(+35) °С, поставила инженерную и научную задачу применять при ее транспортировке попутный огневой подогрев [1]. Специальные печи подогрева устанавливались каждые 80–100 км, что позволяло транспортировать нефть даже в холодное время года без добавления разбавителей. Всего было установлено 6 станций подогрева нефти в пунктах Сай-Утес, Опорная, Карманово, Антоново, Сахарный и Барановка.

На сегодняшний день наиболее распространенным видом транспортирования высоковязкой и высокозастывающей нефти является трубопроводный транспорт. Железнодорожный и морской способ транспортировки применяется значительно реже, обусловленных наличием технологических ограничений, связанных с высокой температурой застывания нефти и необходимостью применения усиленной изоляции или подогрева технологических емкостей.

Осложнения при трубопроводном транспорте высоковязкой и высокозастывающей нефти связаны с существенной зависимостью вязкости от температуры. Вместе с тем, при некоторых температурах возможно выпадение твердых фракций, а также застывание нефти в трубопроводе, приводящее к полной остановке перекачки и значительным затратам на ее возобновление.

Перекачка нефтей при высоких температурах подчиняется законам Ньютона и соответственно являются ньютоновскими жидкостями, при перекачке которых коэффициент динамической вязкости не зависит от характеристик движения. С понижением температуры у нефти ряда месторождений проявляются свойства вязкопластичности [1]. К месторождениям, нефть которых проявляет похожие аномальные свойства, можно отнести следующие: Узень, Жетыбай, Тенгиз, Кумколь, Карачаганак, Мангышлак.

Из-за значительного различия в составах и свойствах сырой нефти вышеперечисленных месторождений трудно дать конкретные рекомендации по созданию и выбору реологической модели, которая была бы целесообразной для широкой группы углеводородов. Только на основе исследования реологических свойств конкретных типов нефти можно получить ее характеристики, необходимые для инженерных расчетов [2].

На территории Республики Казахстан действует ряд неизотермических магистральных трубопроводов, перекачивающих высоковязкие и высокозастывающие нефти. На таких нефтепроводах применяются различные технологии перекачки — например, на нефтепроводе Кумколь-Каракоин-Шымкет для улучшения реологических свойств применяются депрессорные присадки, а на нефтепроводе Узень-Атырау-Самара используются печи для нагрева нефти, осуществляющие технологию «горячей» перекачки.

В зимнее время, особенно в периоды аномальных заморозков, температура в нефтепроводе может значительно снижаться. Такая ситуация может привести к значительному увеличению гидравлического сопротивления, остановке перекачки и «застыванию» трубопровода.

В таком режиме эксплуатируется нефтепровод Кумколь-Каракоин, перекачка по которому зимой останавливается на 2–3 месяца, несмотря на добавление депрессорных присадок, позволяющих повысить транспортабельность перекачиваемой нефти.

Магистральный нефтепровод Узень-Атырау-Самара в зимний период времени работает на пределе возможностей, поскольку модернизация парка насосно-силового оборудования, проводимая с целью увеличения напора и производительности перекачки, ограничена предельным напором самого трубопровода.

Условно к высоковязким нефтям можно отнести нефти с вязкостью более 2 Ст, а к высокозастывающим с температурой застывания t_з > 0°С. Для перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей применяются методы, предусматривающие специальные технологии, основанные на этих особенностях (рис. 1). Основным методом транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей является транспорт нефти с подогревом — «горячая» перекачка нефти. Особенностью работы «горячего» нефтепровода является переменная температура по длине участка между тепловыми станциями. Температура нефти в трубе меняется вследствие теплообмена с окружающей средой и попутным подогревом за счет тепла трения потока и скрытой теплоты кристаллизации потока.

Необходимо отметить, что тепловой расчет «горячего» нефтепровода довольно сложен, зависящий от многих факторов эксплуатации трубопровода, от реологических свойств нефти. Вследствие чего в процессе эксплуатации нефтепровода приходится в оперативном порядке корректировать технологический процесс перекачки нефти и регулировать тепловой режим работы нефтепровода.

Рис. 1. Классификация методов перекачки высоковязкой нефти

Оптимизировать систему «трубопровод — насосная станция» с целью исследования процесса увеличения энергоэффективности транспорта нефти с подогревом представляет актуальную научно-техническую задачу. Решая такого рода задачу, следует выделить критерий оптимальности. В зависимости от решаемой технико-экономической задачи определяется выбор того или иного критерия оптимальности.

Принято разделять критерии оптимальности на две группы [2]:

1) гидродинамические;

2) технико-экономические.

К гидродинамическим относят критерии оптимальности, связанные с минимумом потерь на трение, максимальной производительностью трубопровода, минимумом затрат мощности на перекачку и т. д.

К технико-экономическим относят критерии, предполагающие организацию транспорта нефти с минимальными стоимостными затратами на перекачку или с максимальной выгодой, полученной от перекачки нефти.

Критерий оптимальности следует выбирать в зависимости от сложившихся условий перекачки, от требований, возникших в процессе эксплуатации трубопроводов, от технологических ограничений перекачки нефти [2].

В том случае, когда проводится перекачка с подогревом, в качестве критерия оптимальности принято использовать минимум общих эксплуатационных затрат на перекачку и подогрев [3]:

. (1)

В качестве критериев оптимальности также могут быть использованы:

‒ максимальное КПД теплового оборудования:

‒ максимальное КПД насосного оборудования: .

‒ минимум затрат на работу насосного оборудования:

. (2)

В настоящее время расчеты оптимизации «горячей» перекачки ведутся при фиксированном расходе (обобщенный принцип Яблонского), что невозможно на практике при использовании центробежных насосов и регулировании температуры перекачиваемой нефти [4, 5]. Рассматривая систему «трубопровод — насосная станция», рабочая точка будет определяться исходя из уравнения баланса напоров. Так как гидравлические характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции зависят от начальной температуры подогрева нефти, рабочая точка будет изменять свое положение на графике при изменении начальной температуры подогрева (рисунок 2).

Рис. 2. Совмещенная характеристика «трубопровод — насосная станция»

Таким образом, для решения задачи о повышении энергоэффективности системы «трубопровод — насосная станция» в случае горячей перекачки необходимо составить математическую модель учитывающую изменение характеристик центробежных насосов, а затем провести поиск оптимальных параметров, обеспечивающих энергоэффективный режим транспорта высоковязкой нефти по «горячему» трубопроводу.

Литература:

1. Тугунов П. И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для вузов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. — Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. — 658 с.
2. Марон В. И. Гидродинамика и однофазных и многофазных потоков в трубопроводе: учебное пособие / В. И. Марон. — М.: МАКС Пресс, 2009. — 344 с.
3. Гаррис Н. А. Расчет эксплуатационных режимов магистральных неизотермических нефтепродуктопроводов с применением динамических характеристик [Электронный ресурс] / Н. А. Гаррис, Ю. О. Гаррис // Нефтегазовое дело. — 2003. — № 2. — Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/ Garris/Garris_3.pdf.
4. Пшенин В. В. Выбор оптимальной температуры подогрева при «горячей» перекачке нефти и нефтепродуктов / В. И. Климко, В. В. Пшенин // ГИАБ. — 2013. — № 8. — с. 338–342.
5. Пшенин В. В. Критериальные уравнения для числа Нуссельта при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов с использованием подогрева / В. И. Климко, В. В. Пшенин // Трубопроводный транспорт: теория и практика. — 2013. — № 3. — с. 36–37.