image

Территория Нефтегаз № 11 2016

Транспорт и хранение нефти и газа

01.11.2016 10:00 Оптимизация процесса освобождения нефтепровода от нефти отбором жидкости на одном конце участка и закачкой инертного газа на другом конце
Рассматривается оптимизация процесса опорожнения участка нефтепровода (или нефтепродуктопровода) от нефти путем отбора жидкости на одном из концов участка и закачки инертного газа на другом конце. Как правило, речь идет об участке трубопровода, заключенном между двумя последовательными задвижками, что позволяет, откачивая жидкость с одного участка, одновременно закачивать ее в соседний участок «за задвижку». Для обеспечения целостности столба жидкости в освобождаемом участке трубопровода, обладающем сложным профилем со спусками и подъемами, в трубопровод закачивают инертный газ (например, азот), поддерживающий давление на должном уровне. Проникновению газа в жидкость препятствует герметизирующий поршень, который помещается на границе вытесняемой и вытесняющей фаз и движется вместе с этой границей. Поскольку получение азота на специальных передвижных азотных станциях представляет собой относительно дорогостоящее мероприятие, то рассматривается вопрос о том, как минимизировать количество азота, используемого в процессе вытеснения нефти из рельефного трубопровода. Показано, как эта задача решается в зависимости от профиля нефтепровода и заданного расхода отбора нефти.
Ключевые слова: нефтепровод, нефтепродуктопровод, профиль, вытеснение жидкости газом, откачка жидкости, нагнетание газа, поршень, газовая полость, гидравлический уклон, самотечный участок, оптимизация, математическое моделирование, численный расчет.
Ссылка для цитирования: Арбузов Н.С., Лурье М.В. Оптимизация процесса освобождения нефтепровода от нефти отбором жидкости на одном конце участка и закачкой инертного газа на другом конце // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 11. С. 103–107.
Открыть PDF


Опорожнение участков нефте- или нефтепродуктопровода, пролегающего по местности с пересеченным рельефом, представляет собой сложную в технологическом отношении задачу [1–3]. Если просто открыть задвижку в конце участка трубопровода, то полного опорожнения его внутренней полости не произойдет, поскольку жидкость останется во всех сегментах трубы между последовательно расположенными вершинами профиля. Извлечь оставшуюся жидкость можно лишь путем дополнительного сверления трубы, однако такая операция ослабила бы несущую способность трубопровода. Можно также вытеснять нефть водой при наличии поршня на границе между двумя жидкостями, однако такой процесс привел бы к новой проблеме – как потом отделить нефть или нефтепродукт от воды и удалить воду из самого трубопровода.

Решение рассматриваемой задачи возможно путем замены вытесняющего агента – воды – каким-либо инертным газом, не образующим с парами нефти или нефтепродукта взрывоопасной смеси, например азотом [3–6]. Известно, что создание инертной газовой среды в технологических объемах является самым надежным и проверенным способом предотвращения пожаров и взрывов при проведении различного рода технологических работ, в том числе для опорожнения участков нефте- или нефтепродуктопроводов. Инертный газ обычно используют в комбинации с водяными и гелиевыми пробками, заключенными между серией поршней-разделителей. Например, впереди идет вытесняемая нефть, за ней разделитель с резиновыми или полиуретановыми манжетами, далее – гелиевая пробка, за ней – полиуретановый поршень, за которым следует моющий раствор, потом опять поршень-разделитель и, наконец, инертный газ [4, 5].

Современная система вытеснения нефти газом содержит мобильную азотную установку, предназначенную для получения газообразного азота и последующего его нагнетания в нефтепровод, поршни – разделители сред, подвижную насосную установку, предназначенную для откачки нефти из трубопровода, а также устройства контроля параметров процесса [4, 5]. В соответствии с наиболее прогрессивной технологией жидкость откачивают на одном конце участка, направляя ее в соседний участок того же нефтепровода, отделенный от него задвижкой. Образующуюся пустоту заполняют инертным газом, который нагнетают в трубопровод мобильной азотной станцией, установленной в начале участка [7, 8].

Одно из основных требований, предъявляемых к рассматриваемой технологии, состоит в том, что давление газа в газовом пространстве освободившейся полости трубопровода должно быть достаточным для того, чтобы столб движущейся жидкости оставался целостным, т. е. давление во всех его сечениях превышало упругость насыщенных паров вытесняемой жидкости. Для выполнения этого требования необходимо достаточное количество азота.

Извлечение азота из воздуха в достаточно больших объемах представляет собой дорогостоящую технологию, особенно в полевых условиях. Однако преимущества этой технологии перед другими очевидны, поэтому ее использование постепенно находит все более широкое применение в трубопроводном транспорте. В связи с этим правомочно поставить вопрос, как оптимизировать параметры рассматриваемой технологии, чтобы количество используемого азота было минимально. Иными словами, какими должны быть параметры процесса вытеснения, обеспечивающего полное удаление жидкости из трубопровода, но использующего наименьшее количество азота.

 

Теоретический анализ

На рис. 1 изображен участок АК рельефного нефтепровода, имеющий протяженность L и обладающий профилем z(x). В конце К участка расположен поршневой насос, отбирающий нефть из участка и закачивающий ее в соседний участок нефтепровода. В начале А участка поршневой компрессор закачивает в трубопровод инертный азот, генерируемый передвижной азотной станцией.

Сформулируем основные требования, которым должны удовлетворять параметры рассматриваемого процесса.

1. Поскольку откачку нефти осуществляет насос, то первым необходимым условием его работы является требование к минимальному давлению pк в линии его всасывания. Это давление должно удовлетворять условию

 

рк ≥ ру + нghкав.,

 

где ру – упругость насыщенных паров нефти; н – ее плотность; g – ускорение силы тяжести; hкав. – кавитационный запас насоса. Иными словами, подпор hп в конце участка трубопровода должен удовлетворять условию hп ≥ ру/нg + hкав. бескавитационной работы насоса, т. е. линия гидравлического уклона должна приходить в конец участка трубопровода в точку К с напором бльшим, чем
zк + ру/нg + hкав. .

2. Вторым необходимым условием осуществления рассматриваемой технологии является условие неразрывности столба вытесняемой нефти. Иными словами, абсолютное давление р(х,t) в любом сечении нефтяного столба должно быть больше упругости насыщенных паров нефти, а это означает, что линия гидравлического уклона должна всюду проходить выше ее профиля z(х) на величину ру/нg [9].

 

Построение оптимального решения

Изобразим на плоскости (x,z) линию H(x) гидравлического уклона, отвечающую уклону i, рассчитанному по заданной скорости  откачки нефти
i = 2/2gd ( – коэффициент гидравлического сопротивления; d – внутренний диаметр трубопровода), и проходящую через минимально допустимую высоту zк + ру/нg + hкав.  в конце участка трубопровода. Назовем эту линию предельной линией гидравлического уклона; на рис. 1 линия z = H(x) представлена тонким пунктиром черного цвета. Уменьшение напора ниже этой линии влечет за собой возникновение в трубопроводе участков самотечного течения (на рис. 1 это участки БС и ЕМ), на которых давление равно ру/нg. Отметим, что предельную линию z = H(x) можно строить с помощью вычислительного итерационного алгоритма, изложенного в работе [10].

Однако давление в точках столба вытесняемой нефти должно быть всюду больше ру упругости ее насыщенных паров. Поскольку столб x  (t;L) движущейся нефти постоянно уменьшается по протяженности, линия гидравлического уклона, удовлетворяющая в интервале
t ≤ x ≤ L условиям 1 и 2, а также имеющая минимальное возвышение над горизонтом, представляется отрезками прямой, выделенной на рис. 1 утолщенным синим пунктиром. При этом левый конец линии скользит вдоль ранее построенной предельной линии z = H(x) гидравлического уклона, правый же конец K(t) определяет непрерывно изменяющийся напор в конце участка трубопровода, т. е. подпор насоса.

Рассчитаем, как изменяется масса Mг(t) газа, находящегося в трубопроводе, в процессе вытеснения с постоянным отбором нефти. Эта масса определяется выражением

 

, (1)

 

где г(t) – плотность газа в трубопроводе в произвольный момент времени; pг(t) – давление в газовой полости участка трубопровода; R – газовая постоянная (для азота R = 297 Дж/(кг K));
aT =  – изотермическая скорость звука; T – абсолютная температура; S – площадь сечения трубопровода.
В зависимости от координаты x поршня масса газа в трубопроводе представляется равенствами

 

.                         (2)

 

В оптимальном режиме вытеснения распределение pг(x) давления известно нg[H(x) – z(x)], т. е. определяется расстоянием точек линии z = H(x) до профиля трубопровода, следовательно, известна и зависимость Mг(x). Иными словами, можно заранее рассчитать, как изменяется масса газа в трубопроводе в процессе его оптимального опорожнения. На рис. 2б эта зависимость представлена линией синего цвета. На
рис. 2а линия зеленого цвета изображает профиль трубопровода (экспериментального стенда протяженностью 50 м и диаметром 100 мм), а линия красного цвета – предельную линию гидравлического уклона ( = 2 м/c).

Из рис. 2б следует, что кривая Mг(x) имеет участки как возрастания, так и убывания, т. е. для того, чтобы режим вытеснения был оптимальным, необходима не только закачка газа в трубопровод, но в определенные моменты времени и его отбор из трубопровода.

Производная по времени от массы Mг(t) газа определяет массовый расход закачиваемого газа

 

,             (3)

 

поэтому можно построить кривую Qг(x), показывающую, как изменяется расход газа по мере продвижения поршня от начала участка к его концу. Эту зависимость можно видеть на рис. 2в, из которого следует, что на некоторых стадиях процесса масса газа Mг(t) убывает, т. е. расход газа отрицателен.

Таким образом, алгоритм квазиоптимального нагнетания газа в трубопровод состоит в том, что подача газа в трубопровод осуществляется в режиме, определяемом графиком функции Qг(t), с прекращением подачи газа в те моменты, когда массу газа нужно уменьшать,
т. е. отбирать газ из трубопровода. Иными словами, в оптимальном режиме процесса требуется регулируемая подача газа с переменным расходом.

 

Нагнетание газа с кусочно-постоянным расходом

Однако в реальных условиях отбор газа из полости трубопровода не предусмотрен, поэтому Qг(x) ≥ 0, а функция Mг(x) может только возрастать. Отсюда следует, что, строго говоря, осуществить «оптимальное» вытеснение нефти газом невозможно. Тем не менее можно существенно уменьшить объем газа, требующийся для поддержания целостности движущегося столба жидкости. Для этого достаточно в моменты времени, в которые расход газа должен быть отрицательным, положить его равным 0, т. е. отключать азотную нагнетательную станцию. Тогда в интервалах, в которых масса Mг(x) газа должна убывать, ее следует положить неизменной, т. е. Mг = const.

Если масса газа достигает своего максимального значения Mmax в некотором сечении x* внутри рассматриваемого участка трубопровода (рис. 2б), можно вообще прекратить закачку газа в трубопровод начиная с момента времени
t* x*/, в который масса уже закачанного газа достигает максимального значения. В этом случае упругого запаса газа будет достаточно для того, чтобы завершить процесс вытеснения при отключенной нагнетательной станции.

С практической точки зрения особый интерес представляет ответ на вопрос, как осуществлять процесс вытеснения нефти газом при условии, что нагнетательная станция азота может работать лишь с кусочно-постоянной подачей газа, т. е. подача газа либо постоянная, не равная 0, либо отсутствует вовсе. Поскольку наименьшая из возможных подача газа является предпочтительной, возникает вопрос, каково ее значение.

Предположим, что нагнетательная станция в течение времени t* обеспечивает постоянный массовый расход Qг = const. газа, а в оставшееся время отключена, т. е. Qг = 0. Тогда масса г(x) газа в произвольном сечении x = t участка определяется зависимостью

 

 

            (4)

 

 

На рис. 2г ее график изображен фиолетовой линией. При этом угол наклона графика на возрастающем участке зависит от отношения Qг /, т. е. от заданного расхода газа (при известной скорости   отбора жидкости).

Очевидно, что если кривая г(x) проходит всюду выше кривой Mг(x), рассчитанной по формуле (3) оптимального режима вытеснения, то масса газа в трубопроводе в каждый момент времени будет превышать значение, требуемое условиями обеспечения неразрывности столба вытесняемой жидкости. Отсюда следует, что допустим любой расход Qг
газа, определяемый совокупностью двух условий: кривая г(x) всюду проходит выше расчетной кривой Mг(x); масса газа, закачанного к моменту времени t*, равна Mmax, причем время t* определит общую продолжительность подачи газа в трубопровод.

Минимальное значение (Qг)min = Q* расхода газа, которое обеспечивает неразрывность (целостность) столба вытесняемой жидкости, определяется наклоном Q*/ = Mmax/t* касательной к графику функции Mг(x), проведенной из начала системы координат плоскости (x,M) (рис. 2г). Значения Q* и t*, найденные указанным способом, дают требуемый расход газа, который должна обеспечивать азотная нагнетательная станция, и время, в течение которого она должна нагнетать газ в трубопровод. Обе величины могут быть рассчитаны заранее по профилю z(x) трубопровода на рассматриваемом участке и известной скорости
 откачки жидкости.

Впрочем, если допустить, что азотная нагнетательная станция может иметь не одно, а несколько постоянных значений подачи газа (например, при использовании нескольких одинаковых станций отключать часть из них), можно еще более уменьшить расход нагнетания, если переход из начала координат плоскости (x,M) к прямой M = Mmax осуществлять по кусочно-линейной кривой г(x), проходящей всюду выше графика функции Mг(x).

Выводы

Для участка нефтепровода (или нефтепродуктопровода), имеющего сложный профиль, можно предложить оптимальный режим вытеснения жидкости газом, в котором требуется наименьшая из возможных подача инертного газа (например, азота); изложен алгоритм нахождения такого режима.

Показано, что нагнетание газа может быть ограничено конечным временем, а именно моментом, в который будет достигнута расчетная масса газа в трубопроводе, достаточная для того, чтобы ее упругого запаса хватило для полного вытеснения жидкости из рассматриваемого участка трубопровода.

Если подачу газа в трубопровод можно осуществлять ступенчатым изменением расхода нагнетания, то разработанный алгоритм позволяет найти минимальные расходы газа и моменты изменения их значений.



← Назад к списку


im - научные статьи.