Содержание к диссертации
Введение
1 Современное положение в отрасли, существующие проблемы перекачки реологически сложных нефтей и пути их решения
1.1 Характеристика положения в данной области в мире и в стране 9
1.2 Существующие технологии перекачки высоковязких нефтей 10
1.2.1 Электроподогрев 10
1.2.2 Депрессорная и антитурбулентная присадки 13
1.2.2.1 Депрессорная присадка 13
1.2.2.2 Антитурбулентная присадка 15
1.2.3 Теплоизоляция 15
1.2.4 Подогрев нефти с помощью печей 18
1.3 Характеристика и перспективы развития АК «Транснефть» 19
1.4 Финансовое положение АК «Транснефть» 23
1.5 Тарифная политика компании 24
1.6 Место и роль ОАО «СМН» в АК «Транснефть» 28
1.7 Выводы 31
2. Моделирование режимов работы неизотермического нефтепровода 33
2.1 Многокритериальная задача выбора реологической модели неньютоновской жидкости
2.1.1. Реологические модели 33
2.1.2. Выбор реологической модели 36
2.2 Обоснование выбора модели для математического описания работы неизотермического трубопровода 41
2.3 Алгоритм теплогидравлического расчета неизотермического нефтепровода 45
2.3.1 Уравнение движения 45
2.3.2 Тепловое уравнение 46
2.3.3 Условие постоянства расхода 48
2.3.4 Решение разностных уравнений методом прогонки 48
2.3.5 Стационарный режим 50
2.3.5.1 Уравнение движения для стационарного режима работы 50
2.3.5.2 Определение толщины застойной зоны и радиуса ядра для стационарного режима работы 51
2.3.5.3 Решение теплового уравнения при стационарном режиме работы 52
2.3.6 Решение уравнения теплопроводности для процесса остывания трубопровода 55
2.3.7 Нестационарный режим 56
2.3.7.1 Решениз теплового уравнения в нестационарном случае 56
2.3.7.2 Решение уравнения движения в нестационарном случае 58
2.3.7.3 Определение толщины застойной зоны и радиуса ядра для нестационарного режима работы 61
2.3.7.4 Блок-схема и описание алгоритма теплогидравлического расчета неизотермического трубопровода, работающего в нестационарном режиме 63
4 Теплогидравлический расчет турбулентного режима течения 64
5 Программный комплекс «NIPAL» (Non Isothermal Pipeline Abnormal Liquids) 66
6 Моделирование работы магистральных трубопроводов с помощью программного комплекса NIPAL 69
2.6.1 Моделирование режимов работы подземного трубопровода 69
2.6.2 Моделирование режимов работы сложного трубопровода 76
7 Выводы 82
3 Постановка, формализация и реализация задачи оптимизации режимов работы «горячего» трубопровода (на примере нефтепровода «Уса-Ухта») 83
3.1 Постановка задачи и выбор критериев оптимальности для оптимизации режимов работы трубопровода 83
3.2 Особенности работы магистрального нефтепровода «Уса-Ухта» 84
3.3 Формирование технологических ограничений 87
3.4 Формализация задачи оптимизации работы «горячего» трубопровода 92
3.5 Доказательство выпуклости целевой функции 94
3.6 Реализация поставленной задачи 97
3.7 Особенности решения задачи оптимизации при работающих подкачках 98
3.8 Выводы 101
Основные выводы по теме диссертации 102
Список литературы 103
Приложение 1 113
- Характеристика и перспективы развития АК «Транснефть»
- Обоснование выбора модели для математического описания работы неизотермического трубопровода
- Определение толщины застойной зоны и радиуса ядра для нестационарного режима работы
- Формализация задачи оптимизации работы «горячего» трубопровода
Введение к работе
В настоящее время на многих месторождениях России, Казахстана и других государств добываемая нефть отличается сложными физико-химическими и реологическими свойствами. К этим свойствам относятся повышенная вязкость, высокое содержание асфальто-смоло-парафинистых включений, повышенное статическое и динамическое напряжение сдвига. Нефти, обладающие такими свойствами, являются реологически сложными и отличаются высокой температурой застывания, которая может быть выше температуры окружающей среды [46], [47]. В России такие нефти добывают на месторождениях республики Коми, в Казахстане - на месторождениях Узень, Жетыбай, Кумколь, Акшибулак [67].
При перекачке реологически сложной нефти, особенно в условиях Крайнего Севера, возникает вопрос о прогнозе допустимой остановки трубопровода (по регламенту он должен быть безопасно остановлен на 72 часа, а затем запушен в эксплуатацию). Необходимо исключить любую возможность «замораживания» жидкости на участке трубопровода. Для этого требуется либо внести в поток жидкости дополнительную тепловую энергию, либо воздействовать на нефть химическим путем. Это, в свою очередь, связано с применением специальных технологий: подогрев нефти с помощью печи, электроподогрев, введение депрессорной присадки, улучшающей физико-химические свойства нефти, или сочетание этих технологий.
Эти технологии требуют существенных затрат, которые увеличиваются с ростом производительности трубопровода. Кроме того, такой важнейший показатель деятельности предприятия, как прибыль, не всегда растет с увеличением объемов транспортируемой нефти. Это следует из того, что с увеличением производительности трубопровода затраты на применение технологий с некоторого момента начинают расти быстрее, чем доход от перекачки. Поэтому увеличение пропускной способности трубопровода, перекачивающего реологически сложную нефть - задача, требующая серьезного экономического обоснования. В настоящее время трубопроводы часто работают в циклическом режиме. Необходимо обеспечить такую работу трубопровода, чтобы при запуске его после остановки пусковое давление не превысило предельно допустимого.
Разработка технико-экономического обоснования работы неизотермического трубопровода обычно связана с обеспечением требуемой его производительности. Для этого необходимо построить множество допустимых режимов работы трубопровода с технологической точки зрения, что достигается путем математического моделирования режимов работы неизотермического трубопровода. Особенностью моделирования течения реологически сложной нефти является появление при определенных условиях «застойных» зон, что значительно усложняет методику тепло-гидравлического расчета трубопровода.
Необходимо разработать методику, позволяющую выбирать на каждом участке трубопровода технологию для перекачки нефти в зависимости от условий перекачки, а также определять объемы затрат на ее применение с тем, чтобы суммарные затраты на перекачку нефти были минимальными.
Целью работы является методическое обоснование выбора технологий трубопроводного транспорта реологически сложной нефти и объема применения этих технологий в стоимостном выражении на каждом из участков трубопровода для повышения экономической эффективности работы неизотермического нефтепровода.
Для реализации этой цели в работе решаются следующие задачи:
1) разработка алгоритмов моделирования различных режимов работы трубопровода с учетом реологической модели жидкости;
2) разработка программного обеспечения для моделирования режимов работы трубопровода;
3) разработка методики оптимизации выбора технологий с целью максимизации прибыли предприятия. Объектом исследования является процесс перекачки высоковязких нетей в осложненных условиях. Предметом исследования является трубопровод Уса-Ухта, принадлежащий и эксплуатируемый Открытым акционерным обществом «Северные Магистральные Нефтепроводы» (далее по тексту ОАО СМН).
Данная методика по выбору технологий была апробирована на действующем трубопроводе Уса-Ухта, состоящем из четырех участков (от НПС до НПС). Результаты подтверждены справкой и включены в РД 39-087-03 «Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками».
В рамках работы разработан программный комплекс NIPAL (Non-Isothermal Pipeline for Abnormal Liquids). С помощью программного комплекса NIPAL выработаны рекомендации по режимам работы нефтепроводов Уса-Ухта (Республика Коми), Кумколь-Каракоин-Шымкент, Кумколь-Каракоин-Атасу (Республика Казахстан).
Программный комплекс NIPAL был представлен на конференции «Перспективы развития трубопроводного транспорта России» в рамках Десятой международной специализированной выставки «Газ. Нефть - 2002» (22 мая 2002 г., г. Уфа).
Диссертационная работа состоит из трех глав, 6 приложений, 34 рисунка, 25 таблиц.
Характеристика и перспективы развития АК «Транснефть»
Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» учреждено в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 14 августа 1993 года№ 810 и является правопреемником Главного производственного управления по транспортировке и поставкам нефти (Главтранснефть) Миннефтепрома СССР.
Уставной капитал компании АК «Транснефть» был сформирован путем передачи 51% пакетов акций дочерних акционерных обществ, созданных в результате преобразования государственных предприятий и производственных объединений. Остальные 49% были закреплены в распоряжении Госкомимущества России до снятия ограничений на приватизацию трубопроводного транспорта.
В уставный капитал АК «Транснефть» был внесен контрольный пакет акций 12-ти нефтепроводных предприятий 6-ти вспомогательных предприятий. Основные направления деятельности компании: — перекачка, координация и управление транспортировкой нефти по магистральным нефтепроводам на нефтеперерабатывающие предприятия России и за ее пределы; — профилактические, диагностические и аварийно-восстановительные работы на нефтепроводах; — координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных нефтепроводов и других объектов нефтепроводного транспорта: — взаимодействие с нефтепроводными предприятиями других государств по вопросам транспортировки нефти в соответствии с межправительственными соглашениями; — координация деятельности организаций в решении задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте нефти, во внедрении новых технологий и материалов: — привлечение инвестиций для развития производственной базы, расширения и реконструкции акционерных обществ, входящих в компанию; — организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в; районах объектов нефтепроводного транспорта. Органами управления компании являются: Собрание акционеров, Совет директоров, Президент компании, Правление и Ревизионная комиссия. В настоящее время АК «Транснефть» включает в себя 25 дочерних и зависимых обществ [73]. Система магистральных нефтепроводов России является естественной монополией, находится в государственной собственности и полностью контролируется государством. Магистральные нефтепроводы акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть» обеспечивают транспорт 99,5% добываемой в России нефти. Компания оказывает также транспортные услуги нефтедобывающим предприятиям Азербайджана, Казахстана и Туркмении. Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс, км, в том числе газопроводных магистралей, включая газопродуктопроводы, - 151 тыс. км, нефтепроводных - 46,7 тыс. км, нефтепродуктопроводных — 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса трубопроводным транспортом составляет 30 % общего объема грузооборота. По системе магистрального транспорта перемещается 100 % добываемого газа, 99 % добываемой нефти, более 50 % производимой продукции нефтепереработки. В общем объеме транспортной работы (грузооборота) доля газа составляет 55,4 %, нефти - 40,3 %, нефтепродуктов - 4,3 %. В настоящее время 35 % трубопроводов эксплуатируется более 20 лет, что требует повышенного внимания к их эксплуатационной надежности и технической безопасности [26]. На магистральных нефтепроводах эти проблемы стоят особенно остро. Сегодня, несмотря на снижение загрузки нефтепроводов более чем в полтора раза по сравнению с максимально возможной, опасность аварийных ситуаций не снижается, что ведет к увеличению объема работ по ремонту, реконструкции и техническому перевооружению. В настоящее время возрастной состав магистральных нефтепроводов следующий (в %): — менее 10 лет - 7%;. — 10...20 лет-25%; — 20...30 лет - 34%; — свыше 30 лет - 34%. Важнейшими проблемами, стоящими сегодня перед трубопроводным транспортом, сегодня являются: — износ значительной части основных фондов; системы автоматики и телемеханики, сама линейная часть находятся в состоянии, далеком от идеала; — недозагрузка производственных мощностей, возникшая из-за падения объемов добычи нефти; — низкие тарифы на перекачку нефти при высоких тарифах на электроэнергию; — неэффективный регламент функционирования диспетчерских служб, отсутствие какой-либо научно обоснованной системы в их работе; — невнимание к текущей конъюнктуре рынка; — низкий уровень диагностики состояния линейной части и т.д. В целях обеспечения стратегических и экономических интересов России планомерно и комплексно прорабатываются четыре направления экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ через территорию России: северобалтийское, каспийско-черноморско-средиземноморское, центрально-европейское и восточно-сибирское. По прогнозам, предполагается рост добычи, переработки и экспорта нефти в России. В ближайшее время планируется увеличить добычу нефти в Тимано-Печорском регионе, а в более отдаленной перспективе - в Каспийском регионе и Восточной Сибири. Проблема экспорта российской нефти из новых регионов может быть решена за счет развития: — на западе страны - нового северобалтийского направления; — на востоке - тихоокеанского (в ближайшее время) и восточносибирского направлений (в долгосрочной перспективе); — на юге - каспийско-черноморского направления. Стратегические и экономические интересы России тесно связаны с увеличением объемов транзита нефти стран СНГ. Транзит нефти будет способствовать как загрузке существующих мощностей системы магистральных нефтепроводов, так и строительству новых трубопроводов [21].
Проект Балтийской трубопроводной системы (БТС) имеет большое значение не только для ОАО :АК «Транснефть», но и для всей российской экономики, поскольку создается новое экспортное направление для транспортировки российской нефти и транзита нефти стран СНГ. БТС позволит уменьшить затраты добывающих компаний на транспорт нефти на экспорт [64].
Использование трубопроводного транспорта нефтепродуктов экономически целесообразно. Тарифы на транспорт по системе трубопроводов останутся ниже тарифов на железнодорожные перевозки, что позволит:
Обоснование выбора модели для математического описания работы неизотермического трубопровода
В литературе по гидродинамике приводится два режима течения жидкостей по цилиндрическим трубам: турбулентный и ламинарный. При турбулентном режиме жидкость течет полным сечением, перемешиваясь внутри трубопровода. При ламинарном режиме частицы жидкости движутся по траекториям, параллельным стенкам трубы, без перемешивания [31].
Традиционный гидравлический расчет трубопровода с целью определения тепловых и гидродинамических потерь основан на усреднении температур и скоростей по сечению трубопровода.. Усреднение скоростей является справедливым при турбулентном режиме, но при ламинарном режиме расчет по такой методике приводит к большой ошибке [74].
Эпюры скоростей при ламинарном и турбулентном режимах течения в заданном сечении трубопровода приведены на рис. 4, Из рисунка 4а видно, что для жидкости, обладающей предельным напряжением сдвига (бингамовский вязко-пластик), эпюра скоростей в рассматриваемом сечении трубопровода при ламинарном режиме течения состоит из трех зон: застойная зона, ядро течения с постоянными скоростями и зона с переменными скоростями. Для «горячего» трубопровода задача определения пускового и стационарного давления, времени безопасной остановки, является очень трудоемкой, так как традиционное усреднение температур и скоростей по сечению трубопровода здесь неприемлемо. Дело в том, что снижение рабочей температуры потока жидкости, особенно в районе стенки трубопровода, приводит к возникновению «застойной зоны», так как одним из реологических свойств парафинистых нефтей является появление предельного напряжения сдвига при низких температурах. «Застойная зона» уменьшает рабочее сечение трубопровода и при этом существует два пути развития течения аномальной жидкости. Первый, в случае недостаточной по величине кинетической и тепловой энергии потока - «застойная зона» перекрывает рабочее сечение трубопровода, гидравлическое сопротивление резко увеличивается и участок нефтепровода «замораживается», и это будет соответствовать классической теории. Второй путь, насосное оборудование создает достаточную кинетическую и тепловую энергию потока жидкости для того, чтобы поддерживать соответствующую производительность перекачки. При этом, при уменьшении рабочего сечения потока скорость его возрастает, соответственно, возрастает и градиент скорости в районе границы «застойной» зоны». Это приводит к саморазогреву жидкости в данной области (выделяемое тепло прямо пропорционально квадрату градиента скорости), и течение переходит в режим «гидродинамического теплового взрыва». Этим стабилизируется величина «застойной зоны», и перекачка нефти по трубопроводу большого диаметра с малыми значениями производительности и большой потерей тепла переходит в перекачку по трубопроводу с меньшим диаметром, теплоизолированным (коэффициент теплопроводности нефти, из которой состоит «застойная зона» 0,134 Вт/м град), со значительно увеличенной скоростью течения. Появление «тепловой изоляции», увеличение скорости потока (соответственно малое время нахождения «горячей» жидкости в «холодной» окружающей среде) не дают остыть порции жидкости, и гидравлическое сопротивление данного участка трубопровода становится значительно меньше (сплошная: кривая на рисунке 5), чем должно быть по классической теории. На действующем нефтепроводе - это выглядит так, как будто жидкость на холодное время года одевает «шубу», а при повышении температуры окружающей среды - ее сбрасывает, т.е. начинает работать полным сечением. Появление «застойных зон» не только изменило классические понятия о работе неизотермического трубопровода в осложненных условиях [74], т.е. при малых значениях производительности перекачки, с большими потерями тепла на внешней границе, но и позволило объяснить работу действующего нефтепровода, перекачивающего высокопарафинистую нефть. Все это позволило показать, что классическая характеристика «P-Q» (то есть зависимость потерь напора на трение от производительности трубопровода) неизотермического трубопровода (рисунок 5) в области малых значений производительности перекачки даже качественно не соответствует действительности. Анализ физической картины течения, т.е. температурных и скоростных полей жидкости в трубопроводе, объясняет данное расхождение результатов по величине гидродинамического сопротивления участка трубы. Новые знания, полученные при теоретических и экспериментальных исследованиях процессов гидродинамики и теплообмена при течении аномальных жидкостей по трубам и каналам, позволяют построить достаточно точную математическую модель стационарных и нестационарных режимов работы трубопроводов различных способов прокладки (различные условия теплообмена с окружающей средой) при транспорте реологически сложных жидкостей. Поэтапное построение модели различных аспектов работы трубопровода, т.е. рассмотрение математической модели каждого стационарного и нестационарного гидродинамического режима в отдельности, в свою очередь позволило выявить ряд новых эффектов в динамике течения аномальных жидкостей, таких как возникновение «застойных зон» в гидравлически гладкой трубе, режимы «гидродинамического теплового взрыва» и т.п. [14], [21], [26]. Это, в свою очередь, позволило не только понять и объяснить своеобразные режимы работы некоторых действующих нефтепроводов [26], но и рассмотреть ряд новых технологий, связанных с увеличением их пропускной способности, надежности работы в сложных климатических условиях при ограниченности некоторых технологических параметров.
Определение толщины застойной зоны и радиуса ядра для нестационарного режима работы
С учетом накопленного опыта в изучении процессов теплообмена трубопроводов с окружающей средой и последних исследований в гидродинамике течений жидкостей со сложными реологическими свойствами по цилиндрическим трубам, в рамках работы разработан программный комплекс, используемый для моделирования режимов работы неизотермического нефтепровода [86].
Программный комплекс разработан на визуальном языке программирования Borland Delphi 5.0 с применением баз данных Б формате MS ACCESS и с использованием современных интерфейсов.
Математическое моделирование режимов работы трубопровода производится на основе численного решения нестационарных нелинейных уравнений движения и энергии с неопределенной областью решения. Основой построения уравнений движения и энергии служит аппроксимационная реологическая модель, при помощи которой можно сравнительно точно описать поведение жидкостей при различных температурах [15], [69], [71].
В программном комплексе трубопровод может состоять из любого количества участков, которые идентифицируются по следующим параметрам: 1) Способ укладки труб: — Подземный участок трубопровода; — Надземный участок; — Подводные участки в стоячей или проточной воде. 2) Диаметр трубопровода (может изменяться по длине); 3) Производительность трубопровода (возможно моделирование трубопровода с подкачкой); 4) Реологические свойства жидкости; 5) Применение тепловой изоляции; 6) Применение систем попутного электроподогрева (на различных участках и при различных режимах работы). Результаты численного моделирования: 1. Кривая распределения давления вдоль трассы трубопровода (в атмосферах, метрах или МПа) в любой момент времени; 2. Распределение средней (без учета скорости) и среднескоростной (реальной) температур вдоль трассы трубопровода в любой момент времени; 3. Получение двумерного распределения температур и скоростей (по радиусу и длине) в виде матриц и/или цветовых схем в любой момент времени; 4. Автоматический подсчет перепада давления, передаваемого давления, истинного давления в трубопроводе с учетом профиля (в атмосферах, метрах или МПа); 5. Построение PQ-характеристики при стационарном и пусковом режимах работы трубопровода; 6. Построение динамической кривой перепада давления (изменение давления по времени) при пуске трубопровода (с учетом или без учета профиля); 7. Построение кривой истинного давления по длине трубопровода (с учетом профиля) в любой момент времени; 8: Построение графиков изменения температур в начале и в конце трубопровода во времени (при пусковом режиме и остывании); 9. Нахождение времени безопасной остановки, времени безопасной работы при пониженных режимах, времени прогрева из холодного состояния; 10. Построение графиков изменения толщины застойной зоны во времени в любом сечении трубопровода. Вся входная информация располагается в БД, структуру которой можно изобразить следующим образом (рис. 10). Таким образом, с помощью данной программы появляется возможность оценить дискретную зависимость объемов пропускной способности участков трубопровода от затрат, вложенных в каждую из технологий. Моделирование переходных режимов работы осуществляется путем задания времени остановки равным нулю. По желанию пользователя потери на трение можно представить в метрах, атмосферах или мегапаскалях. Цифровые значения выводятся для любого графика через задаваемое пользователем количество точек. Имеется возможность увеличения / уменьшения любого фрагмента графика. Любая цифровая информация, получаемая в результате работы программы, (в том числе и исходные данные) по желанию пользователя передается в Microsoft Excel (97 или выше) в виде отчета. Рассмотрим сначала в качестве примера моделирование режимов работы трубопровода, который состоит из одного подземного участка от НПС 1 до НПС 2, трубопровод примем нетеплоизолированным и без электроподогрева. В качестве примера возьмем следующие данные для расчета (таблицы 10-13). Рисунок 11 - Стационарный режим. Потери на трение составляют 19.5 атм (жирная линия, отложена по левой шкале). Средняя и среднескоростная температуры отложены по правой шкале. Нижний график - профиль трассы. Давление насосов равно 19.8 атм (разность между кривой потерь на трение на НПС и высотной отметкой НПС), передаваемое давление 3 атм. Точки в начале и в конце трубопровода - соответственно давление насосов и передаваемое давление. Средняя температура (средний график) и среднескоростная (температура движущейся нефти, верхний график) отложены по правой шкале. Среднескоростная температура начинается с 76 км, так как на этом километре турбулентный режим сменяется ламинарным, в котором, вследствие наличия предельного напряжения сдвига у транспортируемой нефти, появляется застойная зона. До 76-го километра жидкость течет в турбулентном режиме со средней скоростью 0,92 м/с, потом средняя температура потока опускается ниже критической температуры (35,75 С), и начинается ламинарный режим течения с застойными зонами. Распределение скоростей и температур по радиусу (от стенки к центру) на выбранном 86-м километре показано на рисунке 12. Как видно из рисунка 12а, на выбранном километре застойная зона занимает примерно треть радиуса трубопровода, т.е., живое сечение сужается на 30%. Перепад температур от стенки к центру, особенно в конце трубопровода, может быть весьма значительным (на рисунке 126 этот перепад составляет около 40 С). Это еще раз подтверждает, что усреднение температур и скоростей по сечению трубопровода может внести существенные погрешности в теплогидравлический расчет. Полученное при моделировании стационарного режима работы распределение температур служит начальным условием для моделирования остывания (остановки) трубопровода. Остывание моделируется с заданным шагом по времени, температуры в конце остывания (через 60 часов) приведены на рисунке 13.
Формализация задачи оптимизации работы «горячего» трубопровода
Однако на практике число комбинаций меньше. Это объясняется тем, что технология, примененная на предыдущем участке, работает (частично или полностью) на последующих участках нефтепровода.. Например, нефть, обработанная детгрессорной присадкой на каком-либо участке, сохраняет свои «текучие» свойства до конца трубопровода.
Но даже если мы отбросим технологии такого вида, количество реальных вариантов применения технологий на участках велико. Поэтому построение сетевого графика работ является довольно трудоемкой задачей.
Поиск оптимальной комбинации технологий будем проводить с помощью классификации вариантов по трем категориям: - Приемлемые; - Удовлетворительные; - Не удовлетворительные. Приемлемыми считаются варианты, затраты на которые не превышают некоторого числа С1, которое выбирается экспертным путем.-Точно также определяется число С2 - граница между удовлетворительными и не удовлетворительные вариантами. После этого все технологии ранжируются по стоимости и выборка производится только из одной категории — приемлемые. На практике значительную трудность представляет нахождение оптимальных затрат на применение каждой возможной с технологической точки зрения комбинации. Для решения этой проблемы можно воспользоваться аппаратом математического программирования (по аналогии с первым случаем). Однако здесь имеются свои особенности. В качестве примера рассмотрим нахождение оптимальных стоимостей при применении следующей комбинации технологий (таблица 23); Далее решается следующая задача математического программирования: максимизация прибыли при двойных ограничениях на перекачку (сверху и снизу). Эту задачу можно записать в виде (105) с условиями (106-108). Решим эту задачу для рассматриваемого примера с помощью надстройки «Поиск решения» пакета Excel 2000. Рассмотрим в качестве примера три выборки комбинаций технолоіий (приложение Г, таблица 1): Выберем, например, С1=120 тыс.руб., С2=140 тыс.руб. Тогда технологическая комбинация 2 попадает в категорию «приемлемые», комбинация 3 попадает в категорию «удовлетворительные» и комбинация 1 - в «не удовлетворительные». Таким образом, в рассмотренной задаче даны две методики определения оптимальных технологий и оптимальных затрат на них (по критерию максимизации прибыли). Первая методика применяется в случае, когда на каком-то участке подкачка не работает, а вторая - когда подкачивающий участок работает. С помощью данных методик сокращаются затраты на транспорт реологически сложной нефти, а как следствие, снижается себестоимость перекачки и увеличивается прибыль предприятия. Решена задача максимизации суммарной прибыли от перекачки заданных объемов нефти по участкам трубопровода, с помощью оптимизации технологических режимов эксплуатации путем моделирования с использованием нелинейного программирования. В задаче происходит выбор оптимальных технологий, необходимых для перекачки реологически сложной нефти, а также объемов их применения в стоимостном эквиваленте на каждом из участков. Минимальные суммарные затраты на перекачку составят 131,9 тыс.руб., соответственно максимальная прибыль составит 6155,4 тыс.руб. Таким образом, представленная в работе методика позволяет: - минимизировать затраты на перекачку реологически сложной нефти, что в условиях неблагополучного финансового положения ОАО «СМН» играет важнейшую роль; - обеспечить необходимые объемы перекачки нефти для удовлетворения нужд заказчиков; - путем моделирования режимов работы трубопровода обеспечить безопасную работу трубопровода, что в условиях Крайнего Севера приобретает особую значимость. 1. Выбор оптимальной комбинации технологических приемов перекачки реологически сложных нефтей предложено производить на основе моделирования процессов тепло- и массопереноса в двумерной постановке (по радиусу и длине трубопровода). 2. Разработаны математические модели следующих режимов эксплуатации неизотермического трубопровода: стационарного, пускового, остановки, переходных, режимов, связанных с изменением параметров перекачки без остановки. Учтены такие режимы течения нефти, как ламинарный с «застойными зонами», турбулентный, структурный. 3. Разработан и зарегистрирован программный комплекс NIPAL, предназначенный для моделирования режимов эксплуатации неизотермического нефтепровода, который прошел апробацию на действующем нефтепроводе Кумколь-Каракоин Республики Казахстан. Результаты работы включены в РД 39-087-03 «Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками», 4. Разработана методика оптимизации технологических приемов перекачки реологически сложных нефтей с целью максимизации прибыли предприятия, основанная на выборе оптимальных технологий перекачки и объемов их применения в стоимостном выражении. Экономический эффект от внедрения методики составляет 13,8 % по сравнению с применением традиционных технологий (на объектах ОАО «Северные МН»),
