Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Обзор и анализ публикаций по вопросам транспортирования вязких нефтей с подогревом и применением разбавителя 8
1.1. Обзор и критический анализ работ по "горячей" перекачки 8
1.2. Обзор и критический анализ работ по перекачке нефти с растворителем . 26
1.3. Обзор и критический анализ работ по "горячей перекачке" нефти с растворителем 38
1.4. Состояние транспорта высоко вязких нефтей в Ираке 48
1.5. Формулировка цели работы и основных задач 51
ГЛАВА II. "Горячая" перекачка нефти с применением разбавителя 53
2.1. Вычисление потерь напора при "горячей" перекачке с применением разбавителя (постановка задачи ) 53
2.2. Вычисление потерь напора при "горячей" перекачке с разбавителем в турбулентном потоке 56
2.3. Вычисление потерь напора при "горячей" перекачке с применением разбавителя в ламинарном режиме течения 59
2.4. Вычисление потерь напора в переходном режиме "горячей" перекачки с разбавителем 63
2.5. Вычисление потерь напора при различных режимах "горячей" перекачки нефти с применением разбавителя
на рассматриваемом участке трубопровода 64
2.6. Уравнение баланса напоров при "горячей" перекачке с применением разбавителя 68
2.7. Оценка энергетических затрат на перекачу 70
2.8. Метод определения температуры подогрева и концентрации разбавителя 74
ГЛАВА III. Исследование "горячей" перекачки нефти с применением разбавителя на севере Ирака 77
3.1. Экспериментальные исследования для определения реологических характеристик и физические свойства нефти 77
3.1.1 Описание технических характеристик прибора 78
3.1.2 Принцип работы прибора 80
3.2. Методы обработки результатов измерения 83
3.3. Методика эксперимента и результаты измерений 84
3.3.1 Определение зависимости реологических свойств исходной тяжелой нефти от температуры 84
3.3.2 Определение коэффициента динамической вязкости исходной нефти в зависимости от температуры .88
3.3.3 Определение плотности исходной нефти в зависимости от температуры 89
3.3.4 Определение показателя крутизны вязко граммы а в формуле Рейнольдса - Филонова 91
3.3.5 Определение коэффициента динамической вязкости легкой нефти в зависимости от температуры 95
3.3.6 Определение плотности легкой нефти в зависимости от температуры 96
3.3.7 Определение показателя крутизны вязко граммы а в формуле Рейнольдса - Филонова 97
3.4. Определение давления упругих поров исходной нефти и разбавленной нефти в зависимости от температуры 100
3.5. Вычисление коэффициента теплопередачи от нефти в атмосферу для надземной прокладки трубопровода 102
3.6. Исследование "горячей" перекачки исходной высоко вязкой нефти при надземной прокладки трубопровода с применением легкой (маловязкой) нефти в климатических условиях месторождения
на севере Ирака 106
3.7. Блок схема подпрограммы расчета изменения температуры перекачиваемой нефти и определение потерь напора нефти по длине трубопровода 108
3.8. Результаты и анализ расчетов 114
Выводы 126
Приложение 1 127
Приложение 2 139
Приложение 3 151
Список литературы
- Обзор и критический анализ работ по перекачке нефти с растворителем
- Вычисление потерь напора при "горячей" перекачке с разбавителем в турбулентном потоке
- Описание технических характеристик прибора
- Определение коэффициента динамической вязкости легкой нефти в зависимости от температуры
Введение к работе
Актуальность работы. Развитие нефтяной промышленности в перспективе все больше связывается с добычей и трубопроводным транспортом в широких масштабах высоковязкой нефти.
В частности, в последние десятилетия в Ираке резко возросли объемы добычи и транспорта тяжелых нефтей с повышенным содержанием асфальтено- смолистых веществ. Сейчас известно более 10 таких месторождений, в том числе месторождение Гяара на севере Ирака.
Транспорт высоковязких нефтей затруднен из-за их повышенной вязкости, высокой температуры застывания и ряда других реологических особенностей.
Эффективность традиционной технологии транспорта нефти с подогревом, так называемой "горячей" перекачки, будет неуклонно падать из-за повышения температуры подогрева, увеличения потерь мощности и роста затрат на перекачку. Необходимая температура подогрева может оказаться слишком высокой, что будет приводить к разрушению изоляции и снижению технологической надежности нефтепровода.
В ряде случаев решение проблемы трубопроводного транспорта высоковязких нефі ей возможно путем комбинирования технологии "горячей" перекачки и технологии перекачки высоковязких нефтей с разбавлением ее маловязкой нефтью или другими разбавителями.
Каждая из этих технологий "горячая" перекачка и разбавление, хорошо рафаботаны в научном плане и нашли применение на ряде трубопроводов в России и в других странах. Однако отсутствуют исследования для теоретического обоснования технологии совместного применения подогрева и разбавления нефти и, и частности, выбора температуры подогрева и концентрации разбавителя. Позгому представляется актуальной разработка технологии "горячей" перекачки с разбавителями.
В данной работе исследуется технология транспорта нефти, комбинирующая "горячую" перекачку и разбавление высоковязкой нефти углеводородным разбавителем.
Предложена методика определения температуры подогрева и концентрации разбавителя для заданной мощности перекачивающей станции и величины расхода высоковязкой нефти.
На примере трубопроводного транспорта высоковязких нефтей Ирака показана эффективность такой технологии.
Целью работы является создание теории расчета потерь напора при "горячей" перекачке с применением разбавителя и определение температуры подогрева и концентрации разбавителя для заданных расхода высоковязкой нефти и мощности перекачивающей станции.
Научная новизна диссертации.
1. Разработана теория расчета потерь напора при "горячей" перекачке
с применением разбавителя.
2. Определены жергетические затраты при перекачке заданного количества
высоковжкой нефти в зависимости от температуры подогрева и
концентрации разбавителя.
3 Предложена методика для определения температуры подогрева и концентрации разбавители для заданной мощности перекачивающей станции и величины расхода высоковязкой нефти.
Практическая ценность работы.
Методика выбора температуры подогрева нефти и концентрации ршбавителя позволяет разработать технологию перекачки высоковязкой ні-фти при шданных мощности перекачивающей станции и расходе высоковязкой нефіи, снизиіь температуру подогрева, уменьшить температурные напряжения в металле трубы и, тем самым, повысить іехиологическую надежность нефіепровода.
Основные задачи, решенные в работе.
-
Создание теории расчета потерь напора при "горячей" перекачке высоковязкой нефти с применением углеводородного разбавителя при І ізличньїх режимах течения.
-
Оценка энергетических затрат на перекачку высоковязкой нефти с применением углеводородного разбавителя в зависимости от температуры подогрева, концентрации разбавителя и параметров перекачки.
-
Экспериментальное исследование зависимости реологических характеристик и физических свойств тяжелой и легкой нефти месторождений на севере Ирака от температуры.
4. Расчеты температуры подогрева и концентрации разбавителя при
"горячей" перекачке высоковязкой нефти с применением маловязкой нефти,
в климатических условиях месторождений севера Ирака.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы и результаты были доложены на 6-ой научно- технической конференции «Актуальные проблемы сосіояния и развития нефтегазового комплекса России » 26-27 января 2005 г. РГУ нефти и газа им И М Губкина, г. Москва.
Публикации. По теме диссертации опубликована одна печатная работа и одна работа публикуется.
Струюура работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов, 3 приложений, 21 таблиц, 29 рисунков и списка литературы и 194 наименований, общим объемом 174 страниц.
Обзор и критический анализ работ по перекачке нефти с растворителем
В связи с этим технология пуска -участка трубопровода между 131 и 308 км была изменена. Закачка воды во вторую нитку для прогрева грунта осуществлялась насосной станцией Бейнеу, т.е. в направлении, обратном направлению перекачки нефти в первой нитке. На пункте подогрева 228 км вода дополнительно подогревалась, а в конце участка НПС «Сай — Утес» вода сбрасывалась в амбары. После прогрева грунта до 18С на участке 131 - 228 км и 12 - 15С на участке 228-309 км было начато вытеснение воды из второй нитки в первую. Для этого насосами НПС «Сап-Утес» (131 км), осуществлялась подача во вторую нитку нефти, обработанной присадкой с концентрацией 0,126% по весу. При этом вода из второй нитки перемещалась в первую. Эта операция велась последовательно между линейными задвижками. Для предотвращения смесеобразования использовались разделители. Заполнение нефтью второй нитки нефтепровода Узень-Гурьев на участке 131—308 км было выполнено за 53 ч.
Опыт пуска второй нитки нефтепровода Узень - Гурьев показал высокую эффективность предварительного прогрева окружающего грунта водой и применения присадки для снижения гидравлических потерь на трение.
Представленный обзор способов пуска нефтепроводов для транспорта высоковязких и застывающих нефтей показывает, что возможна практическая реализация их большого числа в широком диапазоне варьирования определяющих параметров. В связи с этим возникает проблема выбора рационального способа и оптимальных параметров пуска. Особенность решения этой задачи состоит в необходимости учета не только причинно-необходимых, но и причинно-неопределенных связей, в том числе случайных факторов. Действительно, пуск нефтепровода, как показывает опыт связан с частыми не запланированными остановками перекачки, отказами оборудования, отклонениями расчетных значений параметров от фактических вследствие погрешности расчетных соотношений, колебания климатических характеристик и т.д. Таким образом, процесс пуска трубопровода происходит в условиях значительных внешних возмущений.
Одна из первых теоретических разработок была дана М. Б. Семеновым под руководством В.Д. Бобровского [58]. Позднее этот подход развивался в работе [21].
Авторами найдены зависимости для расчета изменения температуры по длине трубопровода во времени при скачкообразном и линейном изменении температуры подогрева. Решение предполагает, что влиянием инерционной теплопередачи в грунте можно пренебречь, т.е допустимо считать, что практически мгновенно после прохождения тепловой волны достигается тепловое равновесие в системе (трубопровод—окружающая среда). В рамках такой гипотезы расчет теплового режима сводится к определению движения фронта тепловой волны. В результате продолжительность неустановившегося температурного режима будет определяться временем изменения температуры подогрева и временем движения раздела подогретой и холодной нефти (тепловой волны) от начального до конечного сечения трубопровода. Таким образом, согласно решению [19], справа от тепловой волны распределение температуры совпадает с установившимся распределением имевшим место до изменения начальной температуры подогрева, а слева — с установившимся распределением, которое соответствует новому значению Т. На границе раздела происходит скачкообразное изменение темп Z ературы нефти на величину AT ехр ( Ш у — ), где Л Т- изменение температуры подогрева ; Шу- параметр Шухова ; Z- координата рассматриваемого сечения, L— длина участка трубопровода,
Обширные и систематические исследования переходных тепловых режимов нефтепроводов, начиная с 60-х годов, выполнялись профессором П.И. Тугуновым и его учениками в Уфимском нефтяном институте. Наиболее крупное обобщение было сделано в работах [65,66]. Особенность, проведенных исследований в том, что тепловая мощность q трубопровода, который рассматривается как линейный или цилиндрический источник, предполагается известной. С использованием допущения о характере функции q можно; определить неустановившееся температурное поле грунта; а затем его термическое сопротивление или плотность теплового потока на стенке трубы. Это значение плотности теплового потока по существу, является второй итерацией для расчета q, значение которого первоначально задавалось произвольно. Найденное таким образом выражение для q использовано для расчета распределения нефти при различных переходных режимах эксплуатации трубопровода, в том числе, при изменении температуры подогрева [30].
Известно несколько экспериментальных работ, дающих сведения о сезонной динамике: температуры и давления перекачки, а также коэффициента теплопередачи, влажности и теплопроводности грунта. Обзор этих работ сделан в [27]. Наиболее обширные исследования выполнялись Н.И. Тугуновым, В.В. Тихоновым, В.Г. Котеном, М. X. Мамедклычевым, Л. П. Семеновым, В.Ф. Ковальчуком, И. П. Новиковым и др.
Одно из первых исследований динамики тепловых потерь подземных трубопроводов с использованием методов численного моделирования выполнено Б.Л. Кривошеиным, А.А. Кошелевем и О,А. Балышевым применительно к условиям работы газопровода Средняя Азия — Центр [47].
В 1976—1978г. большой объем исследований с использованием гидроинтегратора системы B.C. Лукьянова был выполнен В.П. Ковальковым, Б.Л. Кривошеиным, В.К. Ивашковой и М.П. Соловьевой. В работах этих авторов изучалась сезонная динамика тепловых потерь и нулевой изотермы грунта для условий некоторых северных газопроводов. Анализ результатов, полученных в этом направлении, описан в работе [47].
Таким образом, исследование сезонной динамики работы подземных трубопроводов связывалось преимущественно с оценкой колебания тепловых потерь и перемещения фронта прогрева грунта. Вопросы влияния сезонного изменения температуры перекачки на загрузку насосного оборудования и пропускную способность нефтепровода исследовались в значительно меньшей степени.
В работе [44], проведен анализ математической модели с использованием методов теории подобия и размерностей и определены безразмерные параметры, характеризующие процесс неустановившегося теплообмена трубопровода. Используя уравнение баланса тепла, были обработаны экспериментальные данные и найдено уравнение регрессии для коэффициента теплопередачи в безразмерном виде. Найденные выражения затем использовались при нахождении зависимостей для расчета динамики температуры нефти в условиях скачкообразного изменения температуры подогрева и производительности перекачки. Для условий скачкообразного снижения температуры подогрева расчетное выражение получено в виде:
Вычисление потерь напора при "горячей" перекачке с разбавителем в турбулентном потоке
Рост производства и потребления высоковязких нефтей в Ираке вызывает, все большее внимание к вопросам их транспорта с места добычи до нефтеперерабатывающего завода или до место экспорта таких нефтей.
В последние десятилетия в Ираке резко возросли объемы добычи и транспорта тяжелых нефтей с повышенным содержанием асфальтено -смолистых веществ. Известно более 10 таких месторождений, в том числе, месторождения Гяара на севере Ирака, и месторождения Румила Мушреф , Зубир Мушреф на юге Ирака и др, плотность нефти в которых от 900 до 990 кг/м3.
Для изучения реологических свойств тяжелой нефти, взята выборка нефти месторождений Гяара ( на севере Ираке ),содержащей асфальто -смолистые вещества, и имеющая следующие физико-химическая характеристики, содержание асфальтенов 20 % масс, смол 12 %масс, парафина 3 % масс и тяжелых металлов ванадий и железо 200 ррт. Плотность нефти 970 кг/м3 при температуре 20С.
Аналогичные экспериментальные исследования проводились также для определение реологических свойств маловязкой нефти (легкой нефти), из месторождений Каркук. Плотность нефти 825 кг/м при температура 20С. Это месторождение находиться в одном районе с месторождением исходной нефти. Исследования реологических свойства двух типов нефти в соответствии с климатическими условиями севера Ирака, проводилось в интервале температур от -5 С до 50 С
Программируемый вискозиметр LV DV-II+ компании Брукфилд (Brookfield ) предназначен для измерения вязкости жидкости при заданных скоростях сдвига.
Вискозиметр поставляется с набором из 4 измерительных шпинделей и узкой защитной рамкой. Измерительный шпиндель устанавливается в вискозиметр навертыванием на нижний вал .
Калибровочная пружина имеет следующее предельное значение момента кручения 0,0673 мН.м. Скорость вращения измерительного шпинделя может задаваться от 0,01 до 200 об/ мин. Вывод информации об измеряемой жидкости осуществляется на экран вискозиметра .При использовании программы Wingather вывод информации осуществляется также на монитор компьютера и она может быть сохранена на любом носителе информации.
Для измерений могут использоваться специальные UL-адаптер и адаптер для малой пробы SC4-25, каждый из которых представляет собой два коаксиальных цилиндра. Внешний цилиндр имеет термостатирующую рубашку и при работе является неподвижным. Внутренний цилиндр (шпиндель) является измерительным. Кроме, того, адаптер SC4-25 имеет встроенный во внешний цилиндр термометр.
Верхний предел диапазона измерения вязкости с адаптером UL-адаптером и адаптером SC4-25 вычисляется для каждой скорости вращения по следующей формуле: Верхний предел вязкости (МПа.с) = ТК SMC 10000/RPM, где; ТК - коэффициент пружины (для вискозиметра LVDV-II+ = 0,09373 ); SMC - множитель шпинделя ( для SC4-25 = 512 ; для UL-адаптера = 0,64) RPM - скорость вращения шпинделя, об/мин.
Пределы измерения вязкости , для SC4-25 от 240,0 до 4790000 МПа.с. Для UL -адаптера от 1,0 до 2000 МПа.с Погрешность измерений вязкости составляет ± 1 % от верхнего предела диапазона измерения,
Принцип работы вискозиметра - вращение специального измерительного цилиндра (шпинделя), погруженного в тестируемую жидкость, посредством калиброванной спиральной пружины. Вязкое трение жидкости о шпиндель определяется по закручиванию приводной пружины, которое измеряется датчиком угла вращения. Непосредственно измеряемыми величинами являются. Крутящий момент, действующий на контактирующую с жидкостью поверхность шпинделя (определяется в процентах от предельного значения момента кручения калиброванной пружины).
Схема ячейки двух коаксиальных цилиндров где 1 — наружный цилиндр радиусом RH, 2 — внутренний цилиндр RB 3 - центрирующая ось , 4 — дно рабочего цилиндра Для цилиндрического кольцевого зазора ( рис 3 .2 ) при малых значениях h и рабочей высоте Н внутреннего цилиндра, погруженного в жидкость, вязкость которой измеряется , напряжение сдвига т в слое радиусом г определяется по формуле ; RB . Ндф где т - напряжение сдвига ; RH , RB - радиусы внешнего и внутреннего цилиндров ; со - угловая скорость вращения внутреннего цилиндра ; М- значения момента ( является инструментальным показателем вискозиметра ) ; НЭф - эффективная длина внутреннего цилиндра.
При экспериментальных исследованиях приходится часто пользоваться неточными данными или приближенными формулами , но при этом требуется получить достаточно точные результаты . Наиболее типичным и простым примером может служить случай , когда требуется по результатам п измерений ОС 1 СС 2 СС п определить постоянную величину СС Погрешность измерения pi = ОС І ОС представляет собой случайную, величину, закон распределения которой , как правило , симметричен относительно нулевой точки . Иными словами , положительные и отрицательные значения погрешности каждого единичного измерения оказываются равновероятными. В этом случае при предположении о равной точности всех произведенных измерений наилучшей оценкой для измеряемой величины ОС оказывается среднее арифметическое результатов отдельных измерений [ 14,11]
Описание технических характеристик прибора
Развитие нефтяной промышленности в перспективе связано с добычей в широких масштабах высоковязкой нефти и битума.
В последнее десятилетие в Ираке резко возросли объемы добычи и транспорта тяжелой нефти с повышенным содержанием асфальтено -смолистых веществ и известно более 10 таких месторождений, в том числе месторождения Гяара на севере Ирака.
Транспорт высоковязких или тяжелых нефтей затруднен из-за их повышенной вязкости, высокой температуры застывания и ряда других реологических особенностей
Для обеспечения эффективного трубопроводного транспорта высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов необходимо применение специальных способов, направленных на улучшение их реологических характеристик. Реологические характеристики жидкости становятся дополнительным параметром при управлении работой трубопровода.
Целенаправленное изменение реологических характеристик позволяет регулировать загрузку трубопроводов, варьировать режим работы насосных станций и т.д.
Транспорт нефти в подогретом состоянии отличается высоким уровнем энергопотребления, причем в качестве топлива для работы печей используется, как правило, сам транспортируемый продукт, эффективность традиционной технологии транспорта нефти с подогревом будет неуклонно падать. Кроме того, следует отметить как неблагоприятный фактор интенсификацию коррозионных процессов с увеличением температуры подогрева.
В данной работе исследуется технология транспорта нефти, комбинирующая "горячую" перекачку с применением углеводородного разбавителя. Концентрация разбавителя в этой работе определялась по критерию уменьшения энергических затрат на перекачку заданной разбавленной нефти.
Задача решалась в следующей постановке: (определить температуру подогрева разбавленной нефти на станции и концентрацию разбавителя для перекачки нефти с заданными характеристиками и заданной производительностью по уже построенному трубопроводу).
Экспериментальное исследование проводилось для определения реологических характеристик и физических свойств исходной нефти (тяжелой нефти) месторождения Гяара ( на севере Ирака ) содержащая асфальто - смолистые вещества и имеющей плотность 970 кг/м3 при температуре 20С, и определения реологических свойств маловязкой ( легкой) нефти плотностью 825 кг/м3 при температуре 20С, взятой из месторождения Каркук , находящиеся в том же районе. Исследование проводилось в интервале температур от -5 С до 50 С.
Порядок исследования теплового расчета проводился для нефтепровода при стационарных гидравлическом и тепловом режимах перекачки нефти из месторождения Гяара на протяжении 100 км, надземного горизонтального трубопровода с диаметром (0,448 м) с постоянным расходом разбавленной нефти (700м3/ч) с места добычи (месторождений Гяара) до нефтеперерабатывающего завода с ГИПТС, при применении разбавителя маповязких нефтеи с концентрацией с=10 % и с=20 % из месторождения Каркук, с учетом теплофизических характеристик воздуха вязкость, теплоотдача ,скорость и др, в зависимости от климатических условий в интервале температур ; минимальная (зимой) -5 С; максимальная (летом) 50 С. Диапазон температур нагрева То в начале трубопровода от 60 С до 100 С.
Анализ результатов расчетов показывает, что при постоянном расходе разбавленной нефти при низкой температуре окружающей среды -5 С (в зимнее время) концентрация разбавителя и температура нагревания определяемы, при которых расход разбавленной нефти будет согласовываться при совмещении характеристики трубопровода с характеристикой перекачивающей станции.
При минимальной и максимальной температуре окружающей среды, "горячая" перекачка исходной (тяжелой) нефти с постоянным расходом 700 м3/ч, с применением разбавителя (маловязкой нефти ) с концентрацией с=10 % и с-20 % соответственно, при повышении температуры подогрева T0t потеря напора на трение AHL уменьшается, следовательно, снижаются энергетические затраты JVj, на перекачивающей станции.
Для проектного расхода тяжелой нефти в 700 м3/ч в летний период (50 С) можно обойтись без подогрева с применением (маловязкой нефти) с концентрацией с=20 %. А в зимний период (январь) при температуре окружающей среды -5 С температура подогрева 7 = 80 С и с=20 %. Зимой перекачать нефть с таким расходом без разбавления невозможно, так как температура подогрева должна быть 150 С, что не допустимо.
Определение коэффициента динамической вязкости легкой нефти в зависимости от температуры
В работах [13] рассматривался неустановившийся теплообмен жидкости при ее течении по трубам. Авторы [13] для решения использовали преобразование Лапласа, но обратный переход к оригиналу в общем виде не был выполнен. Поэтому рассмотренные случаи являются частными ( начальный момент времени , тонкостенный трубопровод ).
Число экспериментальных работ по изучению теплообмена трубопроводов в условиях изменения температуры подогрева не велико. Первые исследования выполнены М.Б. Семеновым на модели наземного нефтепровода [58] . В исследованиях Уфимского нефтяного института в качестве физической модели использовался трубопровод длиной 6,7м и диаметром Их 3,5 мм , уложенный в ящик с песком на глубину 1,2м .
М.Б. Семенов, В.Б, Белоусов, С.А. Бобровский [28], исследуя переходные режимы работы неизотермического нефтепровода, вызванных изменением температуры подогрева нефти и пропускной способности , также не учитывают изменение температурного поля грунта, термическое сопротивление которого принято постоянным и разным значению в условиях установившегося теплообмена.
В работах [66,67] используя выражения распределения температуры в грунте вокруг трубопровода, авторы получили расчетные формулы для нахождения термического сопротивления грунта при неустановившемся режиме работы нефтепроводов с подогревом..
Использование найденной таким образом зависимости для расчета термического сопротивления грунта позволило авторам решить ряд практически важных задач: определение изменения температуры нефти и давления при заполнении пустого трубоповода с постоянным расходом нефти; оценка объема маловязкой жидкости для прогрева магистрального трубопровода при его пуске в эксплуатацию; определение времени выхода работы трубопровода на условно стационарный режим; оценка безопасного времени остановки перекачки.
В более общей постановке численное решение дано в работе [26]. Авторами обсуждается влияние различных факторов, таких как изменение теплофизических характеристик грунта, глубины заложения, наличия снежного покрова и слоя растительности на условия теплообмена нефтепровода с окружающим грунтом. Выполнены расчеты изменения температуры нефти по сечению трубопровода в процессе остывания при остановке перекачки.
Обзор зарубежных исследований переходных режимов работы "горячих" нефтепроводов дается в работе [10]. Обзор работ по методам расчета переходных режимов работы нефтепроводов с подогревом позволяет сделать вывод, что существующие в настоящее время методы расчета переменных режимов работы неизотермических нефтепроводов недостаточно полно учитывают взаимное влияние трубопровода и окружающей среды. Так, не учитывается изменение температуры поля грунта; предполагается известной тепловая мощность трубопровода или температура металла трубы. В действительности же температура металла трубы, тепловые потери трубопровода не могут быть заданы произвольно, а определяются из совместного решения уравнений движения и энергии для нефти, с одной стороны, и уравнения распространения тепла в грунте, с другой стороны.
Необходимо также отметить, что до настоящего времени не разрабатывались методы расчета неустановившегося движения нефти в трубопроводах с подогревом, вызванного отключением (включением) насосных станций, внезапным закрытием задвижки и т.д., учитывающие особенности перекачки высоковязких подогретых нефтей.
Кроме аналитических решений задачи о переходных режимах работы неизотермических нефтепроводов известны исследования в которых дается ее численное решение [8, 26, 48, 51 ]. Однако и в случае использования ЭВМ при формулировке задачи приняты достаточно существенные допущения, например, принято допущение о постоянстве коэффициента теплопередачи в пусковой период. В действительности его значение изменяется во времени из- за изменения температурного поля грунта.
Численное моделирование нестационарного теплообмена подземного трубопровода с окружающей средой выполнили авторы в работах [ 8, 26, 48, 94, 88]. Первые решения с применением ЭВМ принадлежат В. Шмидту и Д.Д уссинберри [8 ]. В. Шмидт использовал осесимемтичную модель передачи тепла в грунта. Позднее Д.Д уссинберри модифицировал метод Шмидта и применил его для полубесконечной области грунта.
Реализация алгоритма требует больших затрат машинного времени. Другое решение этой задачи при граничных условиях I рода на контуре трубы получено в [26].
В работе [6] экспериментальные исследования работы нефтепровода в условиях снижения температуры подогрева проводились сотрудниками ВНИИСПТнефти и Южгипротрубопровода в 1967 г. По трубопроводу, сооруженному из труб диаметром 529 х 10 мм и уложенному на глубину 1,1 м до его оси, перекачивалась смесь нефтей в соотношении 3/1.
Варьирование температуры подогрева достигалось изменением режима работы НТС. Сначала, нефть перекачивалась с расходом G= 410 т/ч при температуре подогрева Тн=53 С, что позволило добиться установиви-вшегося распределения температуры нефти по длине трубопровода.Темп-ература подогрева была снижена скачком на тепловой станции до 33 С, при этом скорость перекачки поддерживалась на прежнем уровне. Регистрация изменения температуры и давления в трубопроводе производилась в четырех сечениях на расстоянии 4,8 ;15 ; 29,1 и 35 км от тепловой станции.
Кроме того, выполнялись измерения температуры стенки трубы и грунта вокруг трубопровода, определялись плотность и вязкость нефти. Продолжительность эксперимента составила 32 ч.
В работе [12] экспериментальные исследования проводили при стацио-норном режиме в течение 250 - 300 ч. Из сравнения падения температуры по длине осенью и летом следует , что летом коэффициент теплопередачи в 1,7 раза меньше, чем осенью. В настоящее время с повышением температуры грунта в весенне - летний период часть тепловых станций останавливают , а на работающих пунктах температуру подогрева нефти несколько повышают. При этом на участках сразу после тепловых станций потери тепла существенно возрастают. Если же оставить в работе все тепловые станции в течении всего года, а по мере роста температуры грунта снижать температуру подогрева нефти, то будем иметь меньшие потери тепла , и следовательно, меньшие затраты на перекачку. Этот естественный вывод следует из рис (1.1).
