Обоснование рационального температурного режима трубопроводного транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти

• Автор: Климко, Василий Иванович
• Шифр специальности: 25.00.19
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Санкт-Петербург
• Количество страниц: 146 с. : ил.

Оглавление
Введение
Глава 1 Анализ изученности трубопроводного транспорта высокозастывающей и высоковязкой нефти

1.1 Общая характеристика систем трубопроводного транспорта

1.2 Технологии транспортировки высоковязкой и высокозастывающей нефти

1.2.1 Попутный подогрев

1.2.2 Перекачка с использованием депрессорных присадок

1.2.3 Перекачка в смеси с маловязким разбавителем

1.2.4 «Горячая» перекачка

1.3 Анализ методов гидравлического расчета «горячих» нефтепроводов

1.4 Анализ методов теплового расчета «горячих» нефтепроводов

1.5 Цели и задачи исследования
Глава 2 Теоретические исследования процесса транспортировки нефти по «горячему» трубопроводу
2.1 Реологические модели высоковязкой и высокозастывающей нефти
2.2 Исследование режимов движения нефти по «горячему» нефтепроводу
2.3 Исследование влияния температурного режима на гидравлическое сопротивление
2.4 Математическая модель процесса теплообмена при перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти по трубопроводу
Глава 3 Экспериментальные исследования процесса транспортирования нефти
3.1 Исследование реологических свойств высоковязкой и высокозастывающей нефти
3.2 Исследование коэффициента гидравлического сопротивления
3.3 Исследование коэффициента теплоотдачи
Глава 4 Рекомендации по выбору рациональной температуры подогрева высоко вязкой и высокозастывающей нефти
4.1 Методика расчета температурных режимов работы подземного «горячего» нефтепровода
4.2 Рекомендации по прокладке подземного нефтепровода, транспортирующего высоковязкую и высокозастывающую нефть
4.3 Технико-экономическая эффективность выполненных исследований 118 Заключение
Список литературы Приложение А

Введение
Согласно данным Генерального плана развития нефтяной отрасли до 2020 года 67% запасов относятся к трудноизвлекаемым, из которых 13% приходится на долю высоковязкой нефти (рисунок 0.1).
Основной целью развития нефтяной отрасли России до 2020 года является ввод в разработку объектов, залегающих в сложных геологических условиях, применение новых методов повышения нефтеотдачи и роста добычи высоковязкой нефти.
Активные
запасы
Подгазовые

Высоковяэкие 1 , д нефти
Трудноизвлекаемые запасы - 67%
Малопроницаемые
коллектора
<0,05мкм
Малотолщинные коллектора <2м
Рисунок 0.1 - Доля активных запасов нефти в России (АВС ])
Анализ данной стратегической цели позволяет увидеть необходимость развития методов транспортировки высоковязкой нефти ввиду
запланированного повышения объема ее разработки и добычи.
Действующие магистральные трубопроводы в условиях постоянного повышения износа оборудования могут обеспечивать безаварийный режим работы за счет снижения рабочего давления, что, в свою очередь, приводит к снижению пропускной способности нефтепровода. При этом объемы добычи ежегодно растут и трубопроводный транспорт должен постоянно увеличивать пропускную способность. Наиболее распространенным методом

выраженную сезонность. Внутренний коэффициент теплоотдачи а, рассчитывают по эмпирическим формулам [5, 74].
М.А. Михеевым [74] предложено следующее критериальное уравнение Nu = Ь • Re”’1 • Рг/! • PC ■ Grm<, (1.14)
где b, /и,, m2, тъ, mA —коэффициенты, зависящие от режима течения;
Nu - число Нуссельта (Nu = а, -t/Д,);
А„ - теплопроводность нефти;
Re - число Рейнольдса (Re = w-p-d//u); ц - коэффициент динамической вязкости нефти;
Рг{ - число Прандтля для потока жидкости (Pi> = /uf -cj);
Рги. - число Прандтля для пристенного слоя (Рги, = 1‘п,-ср/Яп)
Gr - число Грасгофа (Gr = g-d3-p2-/3-(Tc~T)/ju2); р - температурный коэффициент объемного расширения.
Как видно из вышеприведенных зависимостей, коэффициент теплопередачи /с зависит от множества факторов. Также следует учитывать, что погрешность определения многих из них составляет 20% и более.
Нестационарность теплового режима эксплуатации нефтепроводов обусловливается многими причинами, среди которых следует отметить сезонные отклонения температуры окружающей среды, изменения объема перекачки, плановые и аварийные остановки нефтепровода.
Впервые применительно к магистральным трубопроводам нестационарный процесс рассматривал J1.C. Лейбензон при решении задачи по учету тепла трения и определению времени застывания остановленного трубопровода [57]. B.C. Лблонский решил задачу о разогреве застывшего трубопровода внутренним паровым спутником [117]. Пусковой процесс «горячего» трубопровода был рассмотрен В.И. Черникиным [109]. В его исследованиях приведены теоретические исследования и экспериментальные данные А.А. Аронса и М.И. Поляка, а также модельные эксперименты
А.А. Аронса и С.С. Кутателадзе.