ХАРАКТЕРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ДЛИНЕ НЕФТЕПРОВОДА

  • Авторы: Рзаев А.Г.1, Расулов С.Р.2, Пашаев Ф.Г.1, Салий М.А.2
  • Учреждения:
    1. Институт систем управления Национальной академии наук Азербайджана
    2. Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
  • Выпуск: Том 16, № 2 (2017)
  • Страницы: 158-163
  • Раздел: Статьи
  • URL: https://ered.pstu.ru/index.php/geo/article/view/1232
  • DOI: https://doi.org/10.15593/2224-9923/2017.2.6
  • Цитировать

Аннотация


Одной из актуальных проблем при перекачке пластового флюида (нефти, воды и газа) от скважин до установки подготовки нефти является определение закона распределения температуры по длине нефтепровода при низкой температуре окружающей среды, приводящей к повышению вязкости и отложению на внутренней поверхности трубы асфальтеносмолопарафинистых веществ. Решение данной проблемы требует учета некоторых определяющих характеристик потока пластового флюида (ПФ). Сложность решения этой задачи заключается в том, что, с одной стороны, в большинстве случаях (особенно на поздней стадии разработки месторождения) ПФ является нефтяной эмульсией, содержащей газовые пузырьки, с другой стороны, градиент температуры между потоком жидкости и окружающей средой имеет существенное значение (особенно в зимний период года). При этом с повышением содержания эмульгированных водяных капель (ЭВК) в нефтяной эмульсии и с понижением температуры потока вязкость ПЖ повышается, и, следовательно, снижается производительность (эффективность) нефтеперекачивающей системы. Проведенные исследования и анализ промысловых экспериментальных данных показали, что изменение вязкости нефти от значения температуры описывается гиперболическим законом, а вязкость нефтяной эмульсии от концентрации ЭВК - параболическим. С учетом этих факторов и эмпирических законов Фурье о теплопроводности, Ньютона о теплопередаче составлен баланс тепла для определенного участка нефтепровода при установившемся режиме движения жидкости с использованием метода разделения переменных. В результате, в отличие от существующих работ, получен экспоненциальный закон распределения температуры по длине нефтепровода, учитывающий нелинейный характер изменения вязкости нефтяной эмульсии в зависимости от изменения температуры потока и концентрации воды в эмульсии.


Полный текст

Введение Одной из актуальных задач в нефтедобывающей промышленности является определение распределения температуры по длине нефтепровода от нефтедобывающих скважин до установки подготовки нефти (УПН) при низкой температуре окружающей нефтепровод среды, приводящей к повышению вязкости, отложению на внутренней поверхности трубы асфальтеносмолопарафинистых веществ (АСПВ) и, следовательно, потере напора от трения. Для определения потери напора на преодоление трения hтр по длине трубопровода круглого сечения используется формула Дарси - Вейсбаха [1-3]: (1) где - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от числа Рейнольдса и относительной шероховатости внутренней поверхности трубы; l и D - длина и диаметр трубопровода, м; ρ - плотность жидкости, кг/м3; ϑ - средняя скорость течения жидкости, м/с. В результате трения на элементарном участке трубопровода dz теряется работа, которая выражается формулой (2) где - объемный расход, м3/ч, и плотность, кг/м3, нефтяной эмульсии соответственно; g - ускорение силы тяжести, м2/с; z - расстояние от нефтедобывающих скважин, м; Е - механический эквивалент тепла (1 ккал = 427 КГс·м = 427·9,81 Н·м). В работах [1, 4] формула (2) используется для определения закона распределения температуры жидкости по длине трубопровода. Однако в данной формуле не отражено непосредственное влияние вязкости нефти на значение температуры. Составляя баланс тепла для элементарного участка трубы dz при установившемся режиме движения жидкости и решая составное дифференциальное уравнение с использованием метода разделения переменных, в работах [1, 4] получена экспоненциальная зависимость изменения текущего значения температуры от длины трубопровода, значения температур в начале трубы и окружающей его среды. Однако, как показано в работе [1], при составлении теплового баланса не учтен один из определяющих факторов потока флюидов (нефть, вода, газ) в трубе - вязкость нефти. Значение этого фактора усиливается еще и тем, что в реальных условиях в трубопроводе от нефтедобывающих скважин до УПН течет не нефть, которая являлась объектом исследования авторов работ [1, 3, 5-13], а гораздо более сложная нефтяная эмульсия со смесью газа. При этом поток смеси и газа по сравнению с потоком нефти приводит к дополнительному повышению значения и, следовательно, hтр. С целью учета вязкости в работе [3] при решении дифференциального уравнения использован упрощенный вариант (линейная зависимость) изменения вязкости от изменения значения текущей температуры. Постановка задачи Из анализа существующих работ следует, что установление закона распределения температуры по длине нефтепровода с учетом нелинейного характера изменения вязкости нефтяной эмульсии от изменения температуры потока пластовой жидкости (воды, нефти и газа) и концентрации воды в нефтяной эмульсии, а также значения начальной температуры потока и температуры окружающей среды является актуальной задачей. Решение задачи Проведенные нами исследования и анализ промысловых экспериментальных данных показали, что изменение вязкости нефти в зависимости от температуры описывается гиперболическим законом а вязкость нефтяной эмульсии определяется по следующей формуле: (3) где μн, μнэ - соответственно вязкость нефти и нефтяной эмульсии, г/(см·с) (ПЗ) или 1,019·10-4 (кг·с)/м2 (Па); w - концентрация эмульгированных водяных капель в нефтяной эмульсии; a, b, c, s, α - коэффициенты, определяемые экспериментально; t - температура нефтяной эмульсии, °С. Количество тепла, выделяющееся от трения нефтяной эмульсии на протяжении соответствующего участка длины трубы за время , определяется по следующей формуле: (4) Количество тепла, потерянное потоком нефтяной эмульсии, протекающим за время через рассматриваемый участок, выражается формулой [14-16] (5) где , - соответственно плотность воды, нефти и нефтяной эмульсии, кг/м3; - удельная теплоемкость воды, нефти и нефтяной эмульсии, ккал/(кг·°С). Затем с использованием закона охлаждения Ньютона [14-16] можно определить количество тепла, потерянное стенкой трубопровода в охлаждающую среду с температурой по длине за время [16-18]: (6) (7) (8) где - коэффициент теплопередачи, ккал/(м2·°С·ч); λср - средняя теплопроводность адгезионного нефтяного слоя (или АСПО), стенки нефтепровода и слоя грунта, покрывающего трубопровод, ккал/(м2·°С·ч); - соответственно температура стенки трубы, окружающей среды и жидкости в трубе, °С; - суммарная толщина пристеночного нефтяного слоя, стенки трубы и грунта, ; - соответственно толщины нефтяного слоя, стенки нефтепровода и грунта, м; λ1, λ2, λ3 - соответствующие теплопроводности указанных слоев. С целью определения средней скорости потока жидкости в трубе круглого сечения используется параболический закон Стокса [19-20], т.е. (9) где r - параметр, выражающей изменение толщины жидкости от центра потока до стенки. При этом расход жидкости G определяется следующим образом: (10) С учетом (9) и (10) получим где р, ϑ - соответственно давление, Па, и средняя скорость потока нефтяной эмульсии, м/ч; - время, ч. На основании вышесказанного составляем баланс тепла для элементарного участка трубы при установившемся режиме движения потока нефтяной эмульсии: (11) Для определения распределения (изменения) температуры потока нефтяной эмульсии по длине нефтепровода по направлению от нефтедобывающих скважин до УПН, интегрируя формулы дифференциального уравнения (11) с учетом формулы (1), получим (12) где - текущая температура и температура окружающей нефтепровод среды, °С; - постоянная интегрирования; z - расстояние от нефтедобывающих скважин, м. Принимая обозначения: преобразуем интеграл (12) в следующий вид: (13) После некоторых преобразований интеграл (13) принимает следующий вид: (14) Решая интегральное уравнение (14), получим (15) При начальных условиях оцениваем значения : где n, m, p, q - переменные коэффициенты, которые определяются в зависимости от технологических параметров, т.е. где В результате получим искомое уравнение зависимости изменения температуры потока нефтяной эмульсии от значения начальной температуры (t0) и расстояния по длине нефтепровода от нефтедобывающих скважин до текущей точки (z): Таким образом, были определены расчетные значения распределения температуры потока нефтяной эмульсии по длине нефтепровода от нефтедобывающих скважин до УПН в зависимости от расстояния (таблица). Расчетные значения распределения температуры по длине нефтепровода w Z, м 0 2000 4000 6000 8000 10 000 12 000 14 000 16 000 0,1 30 28,439 26,957 25,595 24,342 23,191 22,132 21,169 20,264 0,2 30 18,499 13,628 11,566 10,692 10,322 10,165 10,099 10,071 С учетом указанных в таблице расчетных значений построен график изменения распределения температуры по длине нефтепровода (рисунок). Рис. Изменение распределения температуры по длине нефтепровода Из рисунка видно, что при увеличении расстояния температура потока нефтяной эмульсии экспоненциально уменьшается, причем при z = ∞ температура потока нефтяной эмульсии равняется температуре окружающей нефтепровод среды. Выводы Проведен системный анализ современного состояния проблемы определения распределения температуры потока нефти, нефтяной эмульсии и трехфазной системы «нефть - вода - газ» по длине нефтепровода. Показано, что существующие работы при математическом моделировании процесса изменения температуры потока по длине трубопровода не учитывают влияния вязкости нефтяной эмульсии на распределение температуры. В связи с этим в данной работе предложены гиперболический закон изменения вязкости нефти от температуры и параболический закон изменения вязкости нефтяной эмульсии в зависимости от концентрации эмульгированных водяных капель в нефти. С использованием эмпирических законов Фурье о теплопроводности, Ньютона о теплопередаче и вязкостного трения потока нефтяной эмульсии разработана математическая модель распределения температуры потока нефти по длине нефтепровода в зависимости от вязкости нефтяной эмульсии. Приведены расчетные результаты распределения температуры по нефтепроводу.

Об авторах

Аббас Гейдар оглы Рзаев

Институт систем управления Национальной академии наук Азербайджана

Автор, ответственный за переписку.
Email: abbas_r@mail.ru
AZ1141, Азербайджан, г. Баку, ул. Б. Вахабзаде, 9

доктор технических наук, профессор, главный научный сотрудник

Сакит Рауф оглы Расулов

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности

Email: rasulovsakit@gmail.com
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 34

академик РАЕН, заслуженный инженер Азербайджанской Республики, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой промышленной безопасности и охраны труда

Фархад Гейдар оглы Пашаев

Институт систем управления Национальной академии наук Азербайджана

Email: rasulovsakit@gmail.com
AZ1141, Азербайджан, г. Баку, ул. Б. Вахабзаде, 9

доктор технических наук, ведущий научный сотрудник

Михаил Анатольевич Салий

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности

Email: rasulovsakit@gmail.com
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 34

докторант

Список литературы

  1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. - М.: Недра, 1972. - 324 с.
  2. Келбалиев Г.И., Расулов С.Р., Рзаев А.Г. Нефтяная гидродинамика: моногр. - М.: Маска, 2015. - 360 с.
  3. Келбалиев Г.И., Расулов С.Р. Гидродинамика и массоперенос в дисперсных средах: моногр. - СПб.: Химиздат, 2014. - 568 с.
  4. Лейбензон Л.С. Нефтепромысловая механика: собр. тр. - М.: Изд-во Акад. наук СССР, 1955. - Том III. - С. 29-30, 252-273.
  5. Wax deposition in the oil gas two-phase flow for a horizontal pipe / J. Gong, Y. Zhan [еt al.] // Energy Fuels. - 2011. - 25, 4. - Р. 1624-1632. doi: 10.1021/ef101682u
  6. Moshfeghian M., Johannes A.H., Maddox R.N. Thermodynamic properties are important in predicting pipeline operations accurately // Oil Gas J. - 2002. - 100, 11. - Р. 56-62
  7. Numerical investigation of the location of maximum erosive wear damage in elbows effect of slurry velocity, bend orientation and angle of elbow / H. Zhang, Y.Q. Tan, D.M. Yang [et al.] // Powded Technology. - 2012. - Vol. 217. - P. 467-476. doi: 10.1016/j.powtec.2011.11.003
  8. Numerical simulation of concrete pumping process and investigation of wear mechanism of the piping wall / Y.Q. Tan, H. Zhang [et al.] // Tribology International. - 2012. - Vol. 4. - P. 137-144. doi: 10.1016/j.triboint.2011.06.005
  9. Pressure and temperature drop in gas transporting pipelines / B. Illes, E. Bobok, J. Zsuga, A. Toth // Advanced Logistic Systems. - 2012. - Vol. 6, № 1. - P. 159-166.
  10. Energy equation derivation of the oil-gas-flow in Pipelines / J.M. Duan, W. Wang [et al.] // Oil and Gas Science and Technology - Rev. IEP Energies nouvelles. - 2013. - Vol. 68, № 2. - P. 341-353. doi: 10.2516/ogst/2012020
  11. Simulation on the temperature drop rule of hot oil Pipeline / Enbin Liu, Liuting Yang [et al.] // The Open Fuels and Energy Science Journal. - 2013. - 6. - P. 55-60. doi: 10.2174/1876973X01306010055
  12. Hongjun Zhu, Guang Feng, Qijun Wang. Numerical investigation of temperature distribution in an eroded bend pipe and prediction of erosion reduced thickness // The Scientific World Journal / Hundawi Publishing Corparation. - 2014. - Article ID 435679. - Р. 10. DOI: doi: 10.1155/2014/435679
  13. Bobok E. Fluid mechanics for petroleum engineers. - Amsterdam: Elsevier, 1993. - 236 p.
  14. Determining oil well debit using оutlet temperature information processing / A. Rzayev, G. Guluyev [et al.] // Proceeding of the sixth International Conference on Management Science and Engineering Management. - London: Springer-Verlog, 2013. - Vоl. 1, Chap. 4. - Р. 55-64. doi: 10.1007/978-1-4471-4600-1_4
  15. Разработка системы управления процессом динамического отстоя нефтяной эмульсии / Аб.Г. Рзаев, С.Р. Расулов, И.А. Абасова, С.Н. Рагимова // Оборудование и технологии для нефтяного комплекса. - 2014. - № 5. - С. 40-43.
  16. Indirect method measuring oil well debit / T. Aliev, A. Rzayev, G. Guluyev [et al.] // IV International Conference “Proplems of Cybernetics and Informatic”. - Baku, 2012. - Vol. III. - P. 16-18. doi: 10.1109/ICPCI.2012.6486364
  17. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. - М.: Химическая литература, 1960. - 829 с.
  18. Математическое моделирование процесса теплопередачи в стволе нефтяных скважин / Г.А. Гулуев, Аб.Г. Рзаев, С.Р. Расулов [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2015. - № 1. - С. 44-47.
  19. Rheological model for flow of nonnewtonan petroleum / G.I. Kelbaliev, S.R. Rasulov, Ab.G. Rzaev, G.Z. Suleymanov, D.B. Tagiyev // Reports of National academy of sciences of Azerbaijan. - 2015. - № 1. - P. 56-59.
  20. Моделирование реологических свойств неньютоновской нефти / С.Р. Расулов, А.Г. Рзаев, И.А. Абасова, С.Н. Рагимова // Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли: материалы международной научной конференции, посвященной 85-летнему юбилею А.Х. Мирзаджанзаде. - Баку, 2013. - С. 210-212.

Статистика

Просмотры

Аннотация - 278

PDF (Russian) - 92

PDF (English) - 65

Ссылки

  • Ссылки не определены.

© Рзаев А.Г., Расулов С.Р., Пашаев Ф.Г., Салий М.А., 2017

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах