Содержание к диссертации
Введение
1 Современное состояние вопроса перекачки парафинистых нефтей по магистральным нефтепроводам 10
1.1 Анализ технологий, различных методов и способов применяемых для перекачки парафинистых нефтей по трубопроводам 10
1.2 Технология перекачки с д епрессорными при садками 15
1.3 О процессе образования внутритрубных асфалътеносмолистых и парафиновых отложений в магистральных нефтепроводах 20
Выводы по главе 1 28
2 Лабораторные и опытно-промышленные методы улучшения свойств парафинистой нефти 30
2.1 Разработка методологических основ выбора вида депрессорной присадки и ее концентрации для транспорта парафинистой нефти ... 30
2.2 Изучение температуры застывания парафинистой нефти, в том числе обработанной депрессорными присадками, в процессе ее перекачке по действующему нефтепроводу 37
2.3 Изучение реологических свойств парафинистой нефти, в том числе обработанной депрессорными присадками, в процессе ее перекачке по действующему нефтепроводу 52
2.4 Разработка устройства промышленного ввода депрессорной присадки в нефтепровод, работающий в осложненных условиях эксплуатации 65
Выводы по главе 2 71
3 Исследование процесса динамики выпадения асфальтеносмолистых и парафиновых отложений на магистральном нефтепроводе и методы борьбы с ними. 73
3.1 Факторы, влияющие на процесс образования асфальтеносмолистых и парафиновых отложений при перекачке нефтей по магистральному нефтепроводу 73
3.2 Лабораторные исследования образования асфальтеносмолистых и парафиновых отложений при применении депр ее сорных присадок для улучшения реологических свойств парафинистой нефти 81
3.3 Экспериментальные исследования выпадения АСПО на действующем нефтепроводе при перекачке парафинистой нефти, обработанной различными депрессорными присадками 87
3.4 Методы борьбы с асфальтеносмолистыми и парафиновыми отложениями на магистральном нефтепроводе 94
Выводы по главе 3 99
4 Разработка рациональных и безопасных режимов работы нефтепровода Кумколь — Каракоин — Шымкент 101
4.1 Организация режимов работы недозагруженного нефтепровода при перекачке парафинистой нефти 101
4.2 Экспериментальное изучение работы участков неизотермического нефтепровода с малыми значениями производительности перекачки вхолодный период года 107
4.3 Гидродинамическая эффективность работы участков неизотермического нефтепровода при применении различных депрессорных присадок 116
Выводы по главе 4 119
Основные выводы и рекомендации 120
Литература
- Анализ технологий, различных методов и способов применяемых для перекачки парафинистых нефтей по трубопроводам
- Разработка методологических основ выбора вида депрессорной присадки и ее концентрации для транспорта парафинистой нефти
- Факторы, влияющие на процесс образования асфальтеносмолистых и парафиновых отложений при перекачке нефтей по магистральному нефтепроводу
- Организация режимов работы недозагруженного нефтепровода при перекачке парафинистой нефти
Введение к работе
Актуальность темы.
Добываемая в настоящее время на многих месторождениях России, Казахстана и других государств нефть отличается сложными физико-химическими и реологическими свойствами. К ним относятся повышенная вязкость, высокое содержание парафина, а, соответственно, проявление таких аномальных свойств, как статическое и динамическое напряжение сдвига. Нефти, обладающие такими свойствами, являются реологически сложными и отличаются высокой температурой застывания, которая может быть выше температуры окружающей среды. В России такие нефти добывают на месторождениях республики Коми, в Казахстане - на месторождениях Узень, Жетыбай, Кумколь, Акшибулак.
Падение добычи нефти на некоторых месторождениях, уменьшение доли маловязких нефтей в потоке транспортируемой нефти, изменение направления грузопотоков приводят к необходимости решения задач перекачки аномальных (высокопарафинистых, обладающих тиксотропными свойствами) нефтей по трубопроводу со значениями производительности, соответствующими «запретной» зоне в классической характеристике «Q - Н» для неизотермического нефтепровода. Примером этого является нефтепровод Омск — Павлодар - Каракоин - Шымкент - Чарджоу диаметром 820 мм, который был спроектирован для перекачки маловязкой западносибирской нефти с добавлением параф инистых нефтей месторождения Кумколь на Щымкентский и Чарджоуский нефтеперерабатывающие заводы. Транспортировка кумкольской нефти по данному нефтепроводу предусматривалась следующим образом: с НПС Каракоин по нефтепроводу диаметром 530 м маловязкую западносибирскую нефть поставляли на НПС Кумколь, Затем смесь западносибирской и кумкольской нефтей в соотношении 3:1 или 2:1 (в зависимости от времени года) перекачивалась по второй нитке обратно на НПС Каракоин и далее — на Шымкент.
5 В связи с прекращением поставки западносибирской нефти возникла довольно сложная проблема транспортировки высокозастывающей кумкольской нефти, особенно в холодный период года. Проблема состояла в том, что объемы добываемой кумкольской нефти (даже с вводом в эксплуатацию с 1996 года Акшибулакского месторождения тіарафинистой нефти) не соответствовали требуемым минимальным объемам для нефтепровода такого диаметра.
Требовалось выбрать наиболее надежную безопасную технологию перекачки без больших дополнительных капитальных затрат, обеспечивающую бесперебойную работу нефтепровода в различное время года. Опыта работы нефтепровода большого диаметра с малыми значениями производительности перекачки высокопарафинистой нефти в мировой практике нет.
Предварительный анализ показал, что наиболее перспективным направлением является применение эффективных депрессорных присадок, улучшающих реологические свойства нефти и обеспечивающих различные режимы работы участков нефтепровода (вплоть до остановки на 72 часа) в наиболее холодное время года. При этом следует обратить внимание на процесс образования асфальтеносмолистых и парафиновых отложений, который препятствует нормальной работе участка нефтепровода Кумколь - * Каракоин даже при использовании смеси с мал о вязкой нефтью.
Цель диссертационной работы.
Разработка технологических приемов и способов по надежной и безопасной эксплуатации нефтепровода, транспортирующего парафинистую нефть в осложненных условиях.
Основные задачи исследований.
1. Разработка специальной методологии проведения лабораторных исследований по изучению реологических свойств парафинистых нефтей, в том числе обработанных депрессорными присадками, позволяющей не
только подобрать с гидродинамических позиций вид и концентрацию депрессорной присадки, но и минимизировать при этом образование асфальтеносмолистых и парафиновых отложений.
2. Проведение опытно-промышленных экспериментов на действующем
нефтепроводе, подтверждающих или корректирующих достоверность
выводов лабораторных исследований по гидродинамической эффективности
и образованию асфальтеносмолистых и парафиновых отложений .
3. Разработка методов увеличения эффективности действия
применяемых де прес сорных присадок и рекомендаций по выбору
рациональных режимов работы в различное время года.
4. Создание технических средств по обеспечению надежной и
бесперебойной работы участков нефтепровода в различное время года.
На защиту выносятся экспериментальные лабораторные и промышленные исследования, теоретические обобщения и практические рекомендации по работе неизотермического нефтепровода при перекачке парафинистых нефтей в осложненных условиях эксплуатации.
Методы решения поставленных задач.
При решении поставленных задач использовались экспериментальные лабораторные и промышленные исследования, методы математической статистики в области тепломассообмена и гидродинамики течения реологически сложных жидкостей.
Научная новизна результатов, полученных в работе.
1. Разработана специальная методология проведения лабораторных исследований по изучению реологических свойств парафинистых нефтей, в
7 том числе обработанных депрессорными присадками, позволяющая не только подобрать с гидродинамических позиций вид и концентрацию депрессорной присадки, но и минимизировать при этом образование асфальтеносмолистых и парафиновых отложений. Показано, что результаты лабораторных исследований не всегда соответствуют реальным реологическим параметрам транспортируемой нефти из-за эффекта барообработки при прохождении насосно-силовых агрегатов.
( 2. Установлено, что применение дополнительного растворителя (дизельного топлива) в концентрации 4:1 к товарной форме депрессорной присадки перед ее вводом в парафинистую нефть значительно повышает эффективность и продолжительность ее действия.
На основе обработки экспериментальных данных получены зависимости температуры застывания смеси Кумкольской и Акшибулакскои парафинистых нефтей (необработанных и обработанных депрессорными присадками) от времени, что имеет важное значение в случае дальнейшей транспортировки нефти при помощи железной дороги с ее операциями слива и налива, где температура застывания играет значительную роль.
Показано, что для легких парафинистых нефтей в условиях неравномерной работы нефтепровода депрессорные присадки не только не являются ингибиторами асфальтеносмолистых и парафиновых отложений, но и усиливают их образование на внутренних стенках начального «горячего» участка нефтепровода.
5. Экспериментально доказана возможность работы неизотермического
нефтепровода, перекачивающего парафинистую нефть, с малыми значениями
производительности перекачки (по классической теории — в «запретной» зоне
значений производительности) и подтверждено образование в холодное
время года внутреннего теплоизоляционного слоя, состоящего из «застойной
зоны» самой нефти.
8 6. Разработан новый технологический способ безопасного пуска в эксплуатацию участка нефтепровода в холодное время года после длительной остановки.
Практическая ценность работы.
Научные результаты, полученные в работе (рекомендации по виду и концентрации депрессорной присадки и режимам работы), позволили обеспечить надежную, безопасную, экономически низкозатратную
эксплуатацию нефтепровода Кумколь - Каракоин — Шымкент в различное время года.
Путем проведения серии экспериментов по изучению динамики течения нефти на действующем трубопроводе доказана удовлетворительная точность теоретического прогноза разработанной в ИПТЭР математической модели режимов работы неизотермического нефтепровода, перекачивающего ларафинистую нефть.
На основе проведенных исследований разработана и внедрена установка по вводу депрессорной присадки в поток перекачиваемой нефти на нефтеперекачивающей станции Кумколь.
Модернизация стандартного очистного устройства (механического скребка) позволила повысить надежность процесса очистки внутренней полости трубопровода. При этом очистное устройство сохранило свои основные функциональные возможности скребка по качеству очистки, снизило в полтора раза рабочие давления, необходимые для пропуска очистного устройства по участку нефтепровода и увеличило межочистной период, как минимум в два раза.
Результаты исследований были использованы при создании руководящего документа Республики Казахстан РД 39 — 087 — 03 «Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками».
9 Апробация работы.
Основные результаты работы докладывались на следующих конференциях и семинарах:
III Конгресс нефтегазопромышленников России, г. Уфа, 2001 г.;
Международная научно-техническая конференция «Трубопроводный транспорт — сегодня и завтра», г. Уфа, 2002 г.;
Международная конференция «Перспективы развития трубопроводного транспорта России», проходившая в рамках Десятой международной специализированной выставки «Газ. Нефть-2002», г. Уфа, 2002 г.;
- Международная научно — техническая конференция при VII
Международной специализированной выставке «Строительство,
коммунальное хозяйство, энергоресурсосбережение - 2003», г. Уфа, 2003 г.;
IV Конгресс нефтегазопромышленников России, г. Уфа, 2003 г.;
III Российский энергетический форум, г. Уфа, 2003 г.
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 12 работ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, списка литературы, включающего 118 наименований, одного приложения. Общий объем работы 142 страницы, 15 таблиц, 28 рисунков.
Анализ технологий, различных методов и способов применяемых для перекачки парафинистых нефтей по трубопроводам
Трубопроводный транспорт парафинистых нефтей был и остается достаточно серьезной проблемой для организаций, занятых добычей и транспортом нефти. На нефтепроводах, перекачивающих реологически сложные нефти, применяются традиционно сложившиеся специальные технологии перекачки. Все они основаны на внесении в поток либо дополнительной тепловой энергии ("горячая" перекачка, трубопроводы с системами попутного пароподогрева и электроподогрева), либо различного рода разбавителей, улучшающих текучие свойства перекачиваемой нефти, (вода, маловязкие нефти, газ, депрессорные присадки и т.п.). Также разработан целый ряд технологических приемов, основанных на предварительной (перед поступлением в трубопровод) обработке нефти с целью улучшения ее реологических свойств: термообработка, барообработка, виброобработка и т.п.
Кратко рассмотрим особенности реализации указанных технологических процессов перекачки парафинистых нефтей, разработанных в нефтяной отрасли. Ряд технологических методов и способов в конкретных условиях применения могут быть в той или иной степени достаточно эффективными. Для реализации приведенных технологических приемов необходимо проведение ряда организационно-технических мероприятий. Рассмотрим наиболее существенные из них.
Получившая в свое время широкое распространение так называемая горячая перекачка требует строительство капитало- и энергоемких пунктов подогрева на начальных и промежуточных участках трубопровода, разогревающих нефть до высоких температур, что приводит к значительным тепловым потерям на головных участках трубопровода в окружающую среду. Особенно большое число таких пунктов подогрева требуется на начальной стадии эксплуатации трубопровода для обеспечения необходимого теплового режима перекачки при малых производительностях. В дальнейшем при выходе трубопровода на проектную производительность некоторые пункты подогрева становятся ненужными и отключаются. Необходимо также отметить, что в районах вечной мерзлоты такая технология без применения надежной, высокоэффективной теплоизоляции труб может оказаться неприемлемой как с точки зрения дестабилизирующего воздействия на природу, так и значительного снижения показателей надежности трубопровода. Следует также отметить, что «горячая» перекачка - довольно "капризная" технология. Такой нефтепровод имеет ограничения, как по максимальной пропускной способности, так и по минимальной. Небольшое снижение температуры подогрева жидкости и производительности перекачки при неблагоприятных температурных условиях окружающей среды может привести к аварийной ситуации ("замораживанию" трубопровода). В результате этого на "горячих" нефтепроводах применяются завышенные температуры подогрева жидкости, а это приводит к еще большим потерям тепла, как уже отмечалось особенно на начальных участках трубопровода и, соответственно, неоправданно высоким энергетическим затратам. Ранее при низкой стоимости сжигаемого в печах подогрева топлива (части самой перекачиваемой жидкости, газа и т.п.) "горячая" перекачка была экономически выгодна, но в настоящее время, в связи с общей тенденцией увеличения стоимости энергоносителей, этот метод трубопроводного транспорта при существующих технологических параметрах может перейти в разряд убыточных для отрасли технологий.
Первым советским «горячим» нефтепроводом для перекачки высоковязкой нефти является нефтепровод Озек-Суат - Грозный, протяженностью 144 км, введенный в эксплуатацию в 1955 году. Технология горячая перекачка в своем первозданном технологическом назначении в России применяется на бывшем трубопроводе Узень - Гурьев - Куйбышев (ныне Узень - Атырау - Самара), своей основной частью, проходящем теперь по территории Республики Казахстан. Классическим примером технического совершенства технологии горячей перекачки может служить знаменитый нефтепровод, транспортирующий продукцию месторождения Прадхо Бей на Аляске (США).
Исследованию динамики течения и процессов теплообмена при неизотермической перекачке высоковязких и высокозастывающих нефтей посвящен целый ряд работ, среди которых следует отметить таких авторов, как, Черникин В.И., Тугунов П.И., Губин В.Е., Новоселов В.Ф., Юфин В.А., Марон В.И., Гаррис Н.А., Абрамзон Л.С., Скрипников Ю.В„ Тонкошкуров Б.А., Агапкин В.М., Кривошеий Б.Л., Губин В.В., Шутов А.А., Новоселов В.В., Кутуков СЕ, и многих других [1 - 16].
Перекачка с попутным пароподогревом требует сооружения котельных установок, прямого паропровода и обратного конденсатопровода, при кратковременных остановках которого в зимний период существует опасность замораживания. Здесь следует отметить сложности регулирования температуры перекачиваемой нефти, транспортируемой по трубопроводу с пароспутником.
Разработка методологических основ выбора вида депрессорной присадки и ее концентрации для транспорта парафинистой нефти
Перекачка и транспортирование парафинистых нефтей затруднены при температурах ниже их температуры выделения парафинов или температуры застывания. При этом проявление таких аномальных свойств жидкостей как: динамическое предельное напряжение сдвига — повышает потери напора при стационарном режиме перекачки, а статическое предельное напряжение сдвига - значительно увеличивает пусковые давления. Часто по экономическим, экологическим или практическим соображениям применяют химические присадки, понижающие температуру застывания, т.е. снижают значения вышеуказанных свойств парафинистой нефти. Для выбора оптимальной присадки требуются лабораторные исследования, моделирующие реальные условия эксплуатации.
Нефть и ее многочисленные производные состоят из сложных и многочисленных углеводородов. Эти компоненты обладают разными физическими характеристиками. Парафиновые углеводороды могут составлять до 30% в групповом составе нефти и их обычно называют твердыми парафинами. Эти парафины (н-алканы) «относительно нерастворимы» и выделяются при охлаждении. Одним из главных физических свойств является температура начала -кристаллизации парафина. Этот параметр важен для понимания диапазона возможностей применения нефти. Практическое измерение температуры застывания нефти означает определение самой низкой температуры, при которой нефть сохраняет текучесть.
Нормальные парафины с длинной цепью могут выделяться при температуре, близкой к температуре окружающей среды, и влияют на характеристики при транспортировке нефти. В катастрофических случаях сильное отложение парафина может привести к забиванию транспортных трубопроводов. Все это говорит о том, что необходимо поддерживать нефти в состоянии текучести, т.е. при температуре выше их температуры застывания.
Существует несколько вариантов решения проблем, вызываемых парафинами. К ним относятся нагрев потока, смещение с более легкими фракциями и применение химических присадок. Нагрев часто бывает слишком дорогостоящим и непрактичным для всех случаев применения, а смешение с легкими фракциями приводит к неэкономному использованию ценных легких потоков. Предпочтительным вариантом является применение модификаторов парафинов, известных как депрессорные присадки или присадки, понижающие температуру застывания [31].
Присадки, понижающие температуру застывания, - самое дешевое средство улучшения низкотемпературной текучести нефти и тяжелых нефтепродуктов. Депрессорные присадки модифицируют размер и форму кристаллов и предотвращают образование сплошной пространственной сетки парафинов.
Структура всех депрессорных присадок такова, что часть молекулы присадки аналогична структуре кристаллов парафина. Эта часть молекулы создает поверхностные центры кристаллизации и кристаллизуется совместно с парафинами, тогда как другая часть структуры, в отличие от кристаллов парафина, блокирует экстенсивный рост его кристаллических решеток. Это позволяет поддерживать жидкое состояние потока при низких температурах и, следовательно, обеспечивает необходимую текучесть нефтей.
Депрессорные присадки, как правило, обладают тремя характерными особенностями: - содержат воскообразную парафинистую часть, как правило, смесь линейных алкильных цепей Си + С2$, которая кристаллизуется совместно с парафинообразующим компонентами нефти; - содержат полярный компонент, обычно акрилат или ацетат, ограничивающий степень совместной кристаллизации; - в большинстве случаев представляют собой полимеры, которые при присоединении к растущему кристаллу парафина пространственно затрудняют его рост, в результате чего образуются мелкие кристаллы. В качестве химических агентов применяются сополимеры этилена и винил ацетата, сополимеры винил ацетата и альфа-олефинов, сополимеры алкилэфиров стирола и малеинового ангидрида, полиалкилакрилаты, полиалкилметакрштаты и алкилэфиры ненасыщенной карбоновой кислоты, и сополимеры альфа-олефинов.
Другие классы присадок, улучшающих текучесть (часть которых называют дисперсантами парафина), имеют аналогичную химическую структуру. Они содержат дополнительные полярные группы (например, амиды жирных кислот, алкоксилированные спирты и фенолы), которые предотвращают агломерацию мелких кристаллов парафина, поддерживая текучесть жидкости.
Молекулы парафина сначала склонны к кристаллизации с образованием дискретных игольчатых структур, которые ассоциируются в более крупные структуры или гели. Полимерные присадки с парафинообразными компонентами кристаллизуются совместно с парафином и пространственно затрудняют ассоциацию парафиновых структур, благодаря чему предотвращают образование более крупных структур и гелей, которые замедляют течение и приводят к выпадению парафина.
Факторы, влияющие на процесс образования асфальтеносмолистых и парафиновых отложений при перекачке нефтей по магистральному нефтепроводу
Несмотря на то, что к настоящему времени накоплен большой теоретический, экспериментальный и промышленный фактологический материал о процессе формирования внутритрубных асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) в трубопроводах, данная проблема остается весьма актуальной на магистральных нефтепроводах, перекачивающих парафинистую нефть. Вопросам выявления причин парафиноотложений посвящены многочисленные публикации, как в отечественной, так и в зарубежной литературе. Однако большинство из них относится к рассмотрению процессов, имеющих место в эксплуатационных скважинах, системах сбора и подготовки нефти. Звену магистрального транспорта внимание уделяется меньшее [91].
Сделан ряд обобщений о влиянии на этот процесс различных факторов и предложен ряд гипотез о механизме отдельных стадий процесса, разработаны методики по определению толщины внутритрубных отложений и изменению основных технологических параметров работы трубопроводов. Обзор исследований процессов парафинизации в нефтепромысловых трубопроводах приведен в работах [45, 92]. Результаты этих исследований при известных ограничениях и допущениях могут быть использованы при рассмотрении соответствующих процессов в магистральных трубопроводах.
При наличии большого количества работ, посвященной данной проблеме, следует отметить, что на настоящее время достаточно слабо изучено влияние депрессорных присадок на процесс выпадения асфальтене с мол истых и парафиновых отложений и снижении связей между образовавшимися отложениями на внутренней стенке нефтепровода. .
Здесь говоря об отложениях парафина, имеется в виду, что речь идет об отложениях парафинов из нефтей, уже подвергшихся процессам добычи, сбора и их подготовки. Другими словами, сообразуясь с технологическим смыслом поставленной задачи, объектами исследований являются нефти, транспортируемые в звене магистрального транспорта и, следовательно, уже потерявшие часть первоначально содержавшихся в них парафинов, смол и асфальтенов и практически не содержащие в своем составе воду того или иного происхождения.
Процесс выпадения парафинов в трубопроводах, по мнению многих авторов, в основном происходит под влиянием следующих факторов: - состав добываемого сырья (чем больше содержание тяжелых углеводородов, тем интенсивнее формируются отложения); - рабочее давление жидкости (с повышением давления температура выпадения парафинов из нефти несколько увеличивается); - протекание процесса образования отложений зависит от скорости перекачки, разности температур и временного интервала. Температура в начале нефтепровода максимальна и на начальном участке происходит отложение тугоплавких парафинов.
Основным фактором, влияющим на выпадение парафина из нефти, является снижение температуры до уровня ниже температуры начала кристаллизации парафинов. Это температура, при которой первые кристаллы парафина выпадают из раствора при атмосферном давлении. Парафин выпадает из раствора на холодную поверхность, даже если температура объема нефти намного выше температуры начала кристаллизации.
Твердые углеводороды являются составной частью высокомолекулярных соединений нефти. В природе не обнаружены нефти, не содержащие высокомолекулярных углеводородов. При достаточно высокой температуре твердые углеводороды молекулярно растворяются в смеси других углеводородов; с понижением температуры раствора они выделяются в виде кристаллических структур и образуют твердую фазу. Ряд исследователей [45, 93 - 96] считают фракционный состав твердых углеводородов, а именно, содержание тугоплавких твердых углеводородов, одним из определяющих факторов, влияющих на интенсивность отложения парафина в трубопроводе. Чем больше содержание тугоплавких твердых углеводородов, тем интенсивнее образуются отложения. Тугоплавкие парафины хуже растворяются в углеводородной жидкости и более прочно удерживаются на твердой поверхности, а их кристаллы лучше сцепляются друг с другом. Прочность парафиновых отложений при прочих равных условиях также зависит от состава твердых углеводородов и их физико-химических свойств. Исследования прилипаемости отложений к стальной поверхности [97] показали, что при идентичных условиях прилипаемость парафиновых отложений определяется содержащимися в них кристаллизующимися парафинонафтеновыми углеводородами, а именно содержанием высокоплавких углеводородов.
Общеизвестными являются три механизма отложения парафина в трубопроводных системах [98]. Это молекулярная диффузия, сдвиговая дисперсия (осаждение) и броуновское движение. Механизм молекулярной диффузии является преобладающим механизмом образования осадка на начальных участках нефтепроводов, где температура нефти держится намного выше температуры начала кристаллизации. Как только горячая нефть соприкасается со стенкой трубы при температуре начала кристаллизации, кристаллы парафина выпадают из раствора и прилипают к стенке. Они удерживаются силами адсорбции, которые зависят от энергии свободной поверхности парафина и стальной трубы [99].
Организация режимов работы недозагруженного нефтепровода при перекачке парафинистой нефти
Современный магистральный нефтепровод - это сложный и энергоемкий объект. Доля энергозатрат на перекачку составляет 25-30% от годовых эксплуатационных расходов. При отсутствии насосных агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуатация нефтепровода может происходить при различных режимах, смена которых происходит дискретно при изменении вариантов включения в работу насосов и перекачивающих станций. При этом возникает задача выбора наиболее целесообразных режимов, соответствующих наименьшим затратам электроэнергии на перекачку.
Уникальность нефтепровода Кумколь - Каракоин — Шымкент с его объемами перекачки, как уже отмечалось в данной работе, заключается в том, что по всем классическим представлениям о неизотермическом трубопроводе, перекачивающим парафинистую нефть, его «холодные» участки работают в так называемой «запретной» зоне (рисунок 24, [15]). По классической теории [1, 113] известно, что неизотермический нефтепровод, перекачивающий парафинистую нефть, имеет ограничения, как по максимальной пропускной способности (как все действующие трубопроводы), так и по минимальной.
Нефтепровод при неполной загрузке можно эксплуатировать либо непрерывно, либо циклично [113 - 116]. Следует отметить, что в обоих случаях затраты на перекачку возрастают [113].
Обычно циклическая эксплуатация нефтепроводов заключается в следующем: некоторое число дней нефтепровод работает с проектной пропускной способностью, которая обеспечивает нормальный тепловой режим и гидравлические потери в пределах возможности насосной станции, а некоторое число дней перекачку по трубопроводу не производят. Данный режим может быть осуществлен только при наличии печей подогрева на насосной станции, так как накопленная нефть перед ее перекачкой может быть подогрета до рабочих температур. На нефтепроводе Кумколь — Каракоин - Шымкент используется тепловая энергия, получаемая нефтью в процессе ее подготовки, а поэтому накопление ее в течение нескольких дней перед перекачкой нецелесообразно, так как при этом будут происходить потери тепла из резервуаров. Поэтому режимы перекачки по нефтепроводу Кумколь - Каракоин — Шымкент подбирались по нескольким критериям. Во первых следовало учесть объем поставляемой в течение суток промыслами нефти; во вторых - остановка перекачки можно производить до 6 часов при транспорте необработанной нефти и до 10 часов - обработанной депрессорной присадкой ДМН-2005, так как при этом не происходит резкого возрастания статического напряжения сдвига (результаты исследований, представленные на рисунке 16); в третьих - насосы должны работать при максимальном значении КПД. Таким образом, были подобраны режимы перекачки: в течение суток начинают работать три, два насоса, затем один и остановка. Время работы - зависит от объема перекачиваемой нефти и минимизации времени остановки.
При таком режиме работы нефтепровода остро встает вопрос о безопасном запуске в работу после длительной остановки работы «холодных» участков в зимнее время. Известно, что при эксплуатации любого нефтепровода должна быть обеспечена остановка на 72 часа с последующим пуском в работу. Для обеспечения данного технологического мероприятия был разработан специальный способ безопасного пуска «холодного» участка нефтепровода в работу после длительной остановки (рисунок 25).
Этот способ заключается в том, что при длительной остановке участка нефтепровода в его начале и конце давление сбрасывается по возможности до минимальных значений. При этом, за счет неравномерного профиля трассы нефтепровода, происходит разрыв сплошной массы нефти на отдельные порции меньшей длины (затемненные участки на рисунке 25). Известно [8, 11], что пусковое давление (потери напора на трение) после остановки перекачки зависит от статического предельного напряжения сдвига тст при температуре остывания и длины пускаемого участка L:
Здесь все обозначения соответствуют работе [11].
Статическое предельное напряжение сдвига (здесь данный параметр работает аналогично коэффициенту трения покоя в механике) проявляет себя только в первоначальный момент времени, затем сопротивление движению потока нефти начинает оказывать динамическое предельное напряжение сдвига (аналог коэффициенту трения при движении). Величина динамического предельного напряжения сдвига много меньше (разница зависит от свойств жидкости) его статического значения (рисунок 26)
Анализ результатов, представленных на рисунке 26, показывает, что в первый момент времени требуется 36,4 Па, чтобы привести в движение нефть в вискозиметре. Затем, при увеличении скорости сдвига (прямой ход вискозиметра), сопротивление сразу значительно уменьшается, т.е. предельное напряжение сдвига в формуле Бингама - Шведова (аппроксимационная модель кривой течения нефти) равно 10,6 Па.
