автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.18, диссертация на тему:Экономико-математическое моделирование выбора технологических режимов трубопровода

На правах рукописи

ШТУКАТУРОВ КОНСТАНТИН ЮРЬЕВИЧ

ЭКОНОМИКО-МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ТРУБОПРОВОДА

Специальность 05.13.18 - «Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук

Уфа 2004

Работа выполнена на кафедре «Математическое моделирование» Уфимского государственного нефтяного технического университета

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ

ВЕДУЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

доктор физико-математических наук, профессор Бахтизин Рамилъ Назифович доктор физико-математических наук, профессор Асадуллин Рамилъ Мидхатович доктор физико-математических наук, профессор Байков Виталий Анварович

Иститут механики УНЦ РАН

Защита состоится <£2» июня 2004 г. в часов на заседании

диссертационного совета ДР 212.013.02 при Башкирском государственном университете по адресу: 450074, г.Уфа, ул. Фрунзе, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башкирского государственного университета

Автореферат разослан мая 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

A.M. Болотнов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На многих месторождениях России, Казахстана и других государств добываемая нефть отличается сложными физико-химическими и реологическими свойствами, такими как высокая вязкость, содержание асфальтонов, смол и парафинов, повышенное статическое напряжение сдвига. Нефти, обладающие такими свойствами, называются реологически сложными и отличаются высокой температурой застывания, которая может быть выше температуры окружающей среды. В России такие нефти добывают на месторождениях Тимано-Печорского региона, в Казахстане - на месторождениях Узень, Жетыбай, Кумколь, Акшибулак.

В трубопроводном транспорте реологически сложной нефти, особенно в условиях Крайнего Севера, одним из важнейших является вопрос о прогнозе допустимой остановки трубопровода (по регламенту время остановки должно быть не менее 72 часов). Необходимо исключить любую возможность «замораживания» жидкости на участке трубопровода. Для этого требуется либо внести в поток жидкости дополнительную тепловую энергию, либо воздействовать на нефть химическим путем. Это, в свою очередь, связано с применением специальных технологий: подогрев нефти с помощью печей, попутный электроподогрев, введение депрессорной присадки или разбавителя, улучшающих физико-химические свойства нефти, а также сочетание этих технологий.

В настоящее время трубопроводы часто работают в циклических режимах, связанных с частыми остановками. Необходимо обеспечить такую работу трубопровода, чтобы при запуске его после остановки пусковое давление не превысило предельно допустимого. Таким образом, задача выбора оптимальных с экономической точки зрения технологий для перекачки-реологически сложных нефтей является актуальной.

Необходимо разработать методику, позволяющую выбирать для каждого участка трубопровода технологию транспорта нефти в зависимости от условий перекачки, а также оптимизировать затраты на ее применение с тем, чтобы суммарные затраты на транспорт реологически сложной нефти были

минимальными.

РОС НАЦ1 БИБЛ СЛс ОЭ

Целью работы является методическое обоснование выбора технологий трубопроводного транспорта реологически сложной нефти и объема применения этих технологий в стоимостном выражении на каждом из участков трубопровода для повышения экономической эффективности работы неизотермического нефтепровода.

Для этого были поставлены и решены следующие задачи:

1) разработка алгоритмов моделирования различных режимов работы трубопровода с учетом реологической модели жидкости;

2) разработка программного обеспечения для моделирования режимов работы трубопровода;

3) разработка методики оптимизации выбора технологий с целью максимизации прибыли предприятия.

На защиту выносятся:

1) математическая, модель режимов работы неизотермического трубопровода;

2) алгоритм определения затрат на перекачку нефти при применении различных технологий для увеличения объемов перекачки;

3) методика выбора экономически оптимальной технологии перекачки реологически сложной нефти на каждом из участков рассматриваемого трубопроводам

Научная новизна работы:

1) математическая модель режимов работы неизотермического нефтепровода с учетом особенностей течения аномальных жидкостей;

2) методика, выбора экономически оптимальной технологии трубопроводного транспорта реологически сложной нефти.

Практическая ценность работы. На основе предложенных экономико-математических моделей разработаны рекомендации для повышения эффективности работы трубопроводного транспорта, снижения потребления энергоресурсов, повышения надежности и безопасности действующих нефтепроводов Уса - Ухта (Россия, Республика Коми); Кумколь - Каракоин -Шымкент, Кумколь - Каракоин - Атасу, Узень - Атырау - Самара (Республика Казахстан - Россия).

Разработано программное обеспечение для моделирования режимов работы неизотермического нефтепровода с использованием современного интерфейса и баз данных (свидетельство о регистрации № 2003611947).

Математическое моделирование режимов работы трубопровода (пусковой и стационарный режимы работы, остановка трубопровода) реализовано в виде программного комплекса NIPAL (Non-Isothermal Pipeline for Abnormal Liquids), позволяющего проводить моделирование перечисленных режимов работы неизотермического трубопровода. Имеется справка о внедрении программного комплекса N1PAL в ООО «ПермНИПИнефть».

Для ЗАО «КазТрансОйл» (Восточный филиал) выработаны рекомендации по режимам работы нефтепроводов Кумколь-Каракоин-Шымкент, Кумколь-Каракоин-Атасу (Республика Казахстан), которые включены в Инструкцию по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками (РД 39 — 087 — 03). Апробация работы

Основные результаты, изложенные в диссертации, докладывались на:

— конференции «Перспективы развития трубопроводного транспорта России» в рамках Десятой международной специализированной выставки «Газ. Нефть - 2002» (22 мая 2002 г., г. Уфа);

— Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра» (сентябрь 2002 г., Институт проблем транспорта энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР»), г. Уфа);

— I конкурсе научных работ молодых ученых и аспирантов АН РБ и УНЦ РАН (ноябрь 2002 г., Институт нефти и катализа (ИНК), г. Уфа);

— совместном городском семинаре по вычислительной математике Института математики с ВЦ и БГПУ (руководители: проф. М.Д. Рамазанов, проф. P.M. Асадуллин, май 2004 г., ИМ с ВЦ, г. Уфа);

— I Всероссийской научной Internet-конференции «Интеграция науки и высшего образования в области био- и органической химии и механики многофазных систем (декабрь 2002 г., г. Уфа);

— IV конгрессе нефтегазопромышлепников России, секция «Энергоэффективные технологии» (20-23 мая 2003 г., г. Уфа);

— II конкурсе научных работ молодых ученых и аспирантов АН РБ и УНЦ РАН (декабрь 2003 г., Институт механики УНЦ РАН, г. Уфа). Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 работ, в том числе 2

свидетельства об официальной регистрации программ для ЭВМ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка используемой литературы и приложений. Общий объем работы- 130 с. Библиография включает 103 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснованы актуальность и важность проблемы повышения экономической эффективности работы неизотермического трубопровода, сформулированы цель и задачи исследования, научная новизна, основные положения, выносимые на защиту, практическая ценность.

В первой главе изложено современное положение в отрасли, существующие проблемы трубопроводного транспорта реологически сложных нефтей и пути их решения на примере открытого акционерного общества «Северные магистральные нефтепроводы» (ОАО «Северные МН»). Рассмотрены современные технологии, используемые для нормальной безаварийной работы неизотермического нефтепровода. Наиболее распространенными из них на сегодняшний день являются следующие: подогрев нефти с помощью печей, попутный электроподогрев трубопровода, введение в нефть депрессорной присадки или разбавителя, смешение нефтей, использование тепловой изоляции. Эти технологии требуют значительных затрат, связанных с объемами перекачиваемой нефти, ее физико-химическими свойствами, параметрами трубопровода. Управление этими затратами напрямую зависит от финансово-экономического положения предприятия.

В числе причин низкой эффективности работы ОАО «Северные МН» важное место занимает значительное потребление электроэнергии, что подтверждает особое значение для трубопроводного транспорта исследований в

области эффективного применения технологий перекачки нефти. ОАО «Северные МН» имеет один из самых высоких в отрасли тарифов на транспорт нефти, что связано с особенностями работы трубопроводов в условиях Крайнего Севера. Поэтому предприятие вынуждено проводить гибкую тарифную политику, которая даст возможность упрочнения взаимовыгодного сотрудничества между предприятием и фирмами, пользующимися его услугами.

ОАО «Северные МН» транспортирует нефть со сложными реологическими свойствами, к которым относится высокая температура застывания. Вследствие этого в поток жидкости требуется внести либо дополнительную тепловую энергию, либо растворитель или депрессорные присадки. Серьезным вопросом при «горячей» перекачке является время допустимой остановки трубопровода. Построение математической модели, отражающей реальные тепловые и гидродинамические параметры процесса пуска, позволяет не только подобрать наиболее оптимальные режимы работы насосных агрегатов (а при проектировании - сами насосы), но и, с точки зрения оценки максимального пускового давления, определить время безопасной остановки трубопровода, тем самым исключая возможность «замораживания» участка трубопровода.

Эти технологии требуют существенных затрат, которые увеличиваются с ростом производительности трубопровода. В работе показано, что такой важнейший показатель деятельности предприятия, как прибыль, не всегда растет с увеличением объемов транспортируемой нефти. Это связано с. тем, что с некоторого момента затраты на применение технологий для перекачки начинают расти быстрее, чем доход. Поэтому необходимо методически обосновать выбор технологии на каждом из участков, чтобы обеспечить максимальную прибыль предприятия при технологических ограничениях снизу по производительности трубопровода и сверху по прочности материала труб. Определение минимума затрат на транспорт реологически сложной нефти дает возможность использовать тарифную политику в целях взаимовыгодного сотрудничества между ОАО «Северные МН» и фирмами, пользующимися транспортными услугами предприяшя.

Вторая глава, посвящена разработке методики для моделирования и оптимизации режимов работы неизотермического трубопровода.

Исследованию динамики течения и процессов теплообмена при неизотермической перекачке высоковязких и высокозастывающих нефтей посвящен целый ряд работ, среди которых следует отметить работы таких авторов, как Черникин В.И., Тугунов П.И., Скрипников Ю.В., Губин В.Е., Новоселов В.Ф., Юфин В.А., Марон В.И., Гаррис НА, Абрамзон Л.С., Тонкошкуров Б.А., Агапкин В.М., Кривошеий Б.Л., Губин В.В., Шутов А.А., Новоселов В.В. и другие. В большинстве этих работ моделирование теплового режима трубопровода производится по методике Шухова, основанной на усреднении температур и скоростей по сечению трубопровода.

Отдельно следует выделить работы Мирзаджанзаде А.Х., Огибалова П.М., Шутова А.А., Титова Н.С., Харина В.Н. В них особое внимание уделено вопросам нестационарного движения вязкопластичных жидкостей. Опираясь на результаты исследований перечисленных авторов, в данной работе разработаны алгоритмы решения нелинейных нестационарных уравнений движения и энергии для моделирования режимов работы нефтепровода. Разработанные алгоритмы реализованы в виде программного комплекса NIPAL, который применен для моделирования режимов работы нефтепровода Уса—Ухта.

Одним из реологических свойств нефтей с высокой температурой застывания является появление предельного напряжения сдвига при низких температурах. Поэтому снижение рабочей температуры потока жидкости может привести к возникновению «застойной зоны», которая уменьшает рабочее сечение трубопровода. Из этого следует, что при моделировании режимов работы неизотермического нефтепровода традиционное • усреднение температур и скоростей по сечению неприемлемо.

При появлении «застойной зоны» существуют два пути развития течения аномальной жидкости. Первый - в случае недостаточной по величине кинетической и тепловой энергии потока - «застойная зона» перекрывает

рабочее сечение трубопровода, гидравлическое сопротивление резко увеличивается, и участок нефтепровода «замораживается». Второй путь - поток жидкости имеет достаточную механическую и тепловую энергию, при которой поддерживается соответствующая производительность перекачки. Тогда при уменьшении рабочего сечения потока его скорость возрастает, соответственно возрастает и градиент скорости в районе границы «застойной зоны». Это приводит к саморазогреву жидкости в данной области (количество выделяемого тепла прямо пропорционально квадрату градиента скорости), и течение переходит в режим «гидродинамического теплового взрыва». В результате величина «застойной зоны» стабилизируется, и перекачка нефти по трубопроводу большого диаметра с малыми значениями производительности и большой потерей тепла переходит в перекачку по трубопроводу с меньшим диаметром, но теплоизолированному (коэффициент теплопроводности нефти «застойной зоны», ~ 0,134 Вт/(мК)), со значительно увеличенной скоростью течения. Появление «тепловой изоляции», увеличение скорости потока (соответственно малое время нахождения «горячей» жидкости в «холодной» окружающей среде) не позволяют остыть порции жидкости, и гидравлическое сопротивление данного участка трубопровода становится значительно меньше, чем должно быть по классической теории.

Рассмотрение «застойных зон» изменило классические представления о работе неизотермического трубопровода, позволило показать, что классическая характеристика «P-Q» (зависимость потерь напора на трение от производительности перекачки) в области малых значений производительности трубопровода даже качественно не соответствует действительности. В частности, в работах Тугунова П.И., Гаррис Н.Л. приводится зависимость потерь напора на трение от производительности перекачки для маловязких нефтей (классическая зависимость, рисунок 1). Однако при транспорте реологически сложной нефти фактические данные сильно отличаются от данной зависимости, особенно в области малых значений производительности (рисунок 1).

3,5

<о С

I «

о

ел

1,5

0,5

о С

/ /

/ V

// \ ♦ *

// /♦ \ г*

/

3 6 9 12 15

Производительность перекачки, млн т/год

Расчет по предлагаемой методике

18

---Изотермическое течение при Т=Т0

......... Изотермическое течение при Т=Тн (ламинарный режим)

— • - Классическая зависимость

----Изотермическое течение при Т=Тн (турбулентный режим)

Рисунок 1 - Зависимость гидравлического сопротивления от производительности неизотермического трубопровода На участке неизотермического нефтепровода, в зависимости от свойств жидкости, рабочей температуры и производительности перекачки, могут быть два режима течения нефти - ламинарный и турбулентный. При турбулентном режиме жидкость течет полным сечением, перемешиваясь внутри трубопровода. При ламинарном режиме частицы жидкости движутся по траекториям, параллельным стенкам трубы, без перемешивания. При этом режиме может образоваться так называемая застойная зона», когда жидкость у стенки трубы имеет нулевую скорость, т.е. живое сечение трубопровода сужается.

В общем случае для жидкости, обладающей предельным напряжением сдвига (бингамовский вязкопластик), эпюра скоростей в рассматриваемом сечении трубопровода при ламинарном режиме течения состоит из трех зон: застойной зоны, ядра течения с постоянными скоростями и зоны с переменными скоростями.

Критерием смены режимов течения является критическая температура, при которой число Рейнольдса достигает критического значения. Расчет критической температуры производится согласно Методике расчета параметров работы неизотермического трубопровода (РД 39-021-00) под редакцией Р.К. Адиева (ЗАО «КазТрансОйл»).

В работе проведено моделирование стационарного и пускового режимов работы неизотермического нефтепровода, перекачивающего реологически сложную жидкость по цилиндрической трубе, находящейся в окружающей среде (грунте, воздухе, воде) с температурой ниже температуры застывания данной жидкости.

Реализация математической модели состоит в решении нелинейных нестационарных дифференциальных уравнений движения и энергии, основой построения которых является аппроксимационная реологическая модель, полученная путем исследования нефтей Тимано-Печорского бассейна.

Задача по моделированию режимов работы трубопровода является симметричной относительно оси трубопровода и решается в цилиндрических координатах в двумерной постановке (по радиусу и длине). Для моделирования нестационарного процесса вводятся шаги по времени.

Для численного решения задачи рассмотрим трехмерную сетку, введя безразмерные шаги по радиусу и размерный по

времени =—). Сеточная область решения задачи представлена на рисунке 2.

0,1 л« +

Рисунок 2 - Сеточная область решения задачи

Искомыми функциями являются:

1) функция температуры Г(г,г,г);

2) функция скорости />?(/, г, г);

3) функция потерь напора на трение Нц,:)

где I - время, прошедшее с начала пуска, г - расстояние до стенки трубопровода, г - расстояние от начала трубопровода.

Искомые функции температуры и скорости находятся в области 0 = Пх{/ £ (0,/,)}, п = {г е (О,Л); г = (ОД)}.

Моделирование различных режимов работы трубопровода проводится по следующему алгоритму: численно моделируется стационарный режим работы,

в котором принимается = 0; = 0. В результате получаем температурное и

скоростное поля, а также кривую гидравлического уклона. Температурное поле, полученное в результате моделирования стационарного режима работы, является начальным условием при решении задачи остывания трубопровода. При моделировании процесса остывания трубопровода Ж = 0, поэтому работает только уравнение теплопроводности.

При моделировании нестационарного режима работы начальными условиями могут быть либо температурное и скоростное поля, полученные при моделировании стационарного режима перекачки (моделируется переходной процесс), либо температурное поле, полученное в результате решения задачи остывания (моделируется процесс возобновления течения после остановки).

Математическая модель режимов работы неизотермического трубопровода представлена ниже.

Тепловое уравнение (уравнение энергии) для нестационарного режима работы выглядит следующим образом: с.р-Я1 дТ С,р-пвИ

д: гдг\ дг) Л

д\У п*| + г0 »0

я дг Л дг

(1)

Л Ш 4

с граничными условиями:

= П.

Ч\0 (2)

дг М

Ц-+ВЮ (Г-Г0)| =0, дг 1"Л

ссК

где Вю = — - безразмерный параметр Био, а - коэффициент теплоотдачи А

окружающей среды, X - коэффициент теплопроводности нефти,

м К м»К

Уравнение движения для ламинарного режима течения в нестационарном случае выглядит следующим образом

п-1

пд1У г дР д 81 & сг

ги— Л"

дг

дW\ д, ч

аТ»(,Гв)-

(3)

Граничные условия:

Ч.,=0

д\У дг

(4)

= 0,

г-0

начальные условия:

(5)

где К - радиус, И'0 - средняя скорость, м/с; р - вязкость жидкости, Па с; г„

Л- с -

предельное напряжение сдвига, Па; р - плотность нефти, —г-; <-р - удельная

м

теплоемкость жидкости,

Дж кг-К

Решение уравнения движения усложняется тем, что вследствие появления «застойных зон» это уравнение имеет, неопределенную область решения. Область решения находится на каждом шаге по длине отдельно путем

варьирования переменной величиной которая подбирается исходя из

& '

условия постоянства расхода:

"I

6(0 = 2л-

или в безразмерном виде:

| . ^УЫг = -

В результате решения данных уравнений конечно - разностным методом (методом прогонки) получаем распределение температур и скоростей, а также кривую гидравлического уклона вдоль трассы трубопровода в каждый момент времени.

Блок-схема моделирования нестационарного режима работы на слое I при ламинарном режиме течения представлена на рисунке 3.

Описание алгоритма: Шаг 1. Задание исходных данных: температуры закачки и производительности трубопровода при пуске.

Шаг 2. Решение уравнения энергии (1) с граничными условиями (2) на слое j = i,N2,\, подставляя в него найденное из уравнения движения распределение скоростей на слое (на нулевом шаге по длине принимается температура

закачки). Нахождение распределения температур Tll,i = \..NK. Шаг 3. Решение уравнения движения (3) с граничными условиями (4), (5) на слое Нахождение такого распределения скоростей

которое обеспечит выполнение условия постоянства расхода (7) путем

дР

варьирования в уравнении движения потерями напора на трение на слое

Шаг 4. Если _/£//2,то переход к шагу 2, иначе переход к шагу 5. Шаг 5. Подбор средней скорости течения нефти, такой, чтобы сумма потерь не превосходила некоторой заданной величины Если сумма потерь на

трение меньше DpyliX, то увеличиваем среднюю скорость (при условии, что расход при этом получится не больше заданного, иначе остановиться). Если сумма потерь на трение больше то уменьшаем среднюю скорость (если

она становится равной нулю, то пуск при заданном суммарном давлении невозможен).

Шаг 6. Переход к следующему временному шагу.

Разработанная методика по моделированию режимов работы нефтепровода реализована в программном комплексе NIPAL (Non-Isothermal Pipeline for Abnormal Liquids). В программный комплекс NIPAL входят следующие блоки:

1) подпрограмма по идентификации характеристик участков трубопроводов и характеристик насосно-силового оборудования;

2) подпрограмма «Подбор модели» по выбору оптимальной реологической модели течения нефти по двум параметрам (погрешности и риску);

3) подпрограмма NIPAL по моделированию следующих режимов работы трубопровода:

— стационарного режима;

— режима остановки (остывания) трубопровода;

— пускового режима;

— переходных режимов (смены режимов работы без остановки);

4) программа ведения баз данных, функционирующая независимо от программного комплекса.

Трубопровод может состоять из любого количества участков, которые идентифицируются по следующим параметрам:

1) способу укладки труб:

— подземный участок трубопровода;

— надземный участок;

— подводные участки в стоячей или проточной воде;

2) диаметру трубопровода (может изменяться по длине);

3) производительности трубопровода (возможно моделирование трубопровода с подкачкой);

4) реологическим свойствам жидкости;

5) тепловой изоляции;

6) системам попутного электроподогрева (на различных участках и при различных режимах работы).

Наиболее значимые результаты моделирования режимов работы нефтепровода:

1) кривая распределения давления вдоль трассы трубопровода (в атмосферах или МПа) в любой момент времени;

2) распределение средней и среднескоростной (реальной) температур вдоль трассы трубопровода;

3) получение двумерного распределения температур и скоростей (по радиусу и длине) в виде матриц и/или цветовых схем в заданный момент времени;

4) истинное давление на внутреннюю стенку трубы с учетом профиля трассы для всех режимов работы участка нефтепровода;

5) «Р-р» характеристики трубопровода (для стационарного режима работы и при заданном времени с начала пуска).

Расчеты продемонстрировали высокую точность методики и программного комплекса ШРАЬ (погрешность порядка 10 %).

С помощью программного комплекса ШРАЬ имеется возможность оценить дискретную зависимость пропускной способности участков трубопровода от затрат, вложенных в каждую из технологий.

В третьей главе на основе результатов проведенного математического моделирования режимов работы трубопровода проводятся постановка, формализация и реализация оптимизационной' задачи с экономическими критериями, а также применение методики для увеличения пропускной способности нефтепровода Уса — Ухта (Республика Коми).

На каждом участке трубопровода методом наименьших квадратов определяются функциональные зависимости пропускной способности трубопровода от затрат на применение каждой из технологий. В качестве аппроксимирующих функций приняты, непрерывные, возрастающие и ограниченные функции вида

где - количество участков трубопровода, - число возможных технологий, масштабирующий коэффициент определяет степень растяжения (сжатия) кривой относительно оси абсцисс (затрат), минимальное значение производительности участка, млн т/год, В, - амплитуда изменения функции (максимальный объем перекачки минус минимальный), А- нормировочный множитель.

л

Для нахождения матрицы коэффициентов Ки определяется дискретная зависимость производительности участка от затрат на применение той или

иной технологии. Эти затраты должны быть такими, чтобы условия перекачки удовлетворяли нормативным и регламентным параметрам, установленным для данного трубопровода:

— пусковое давление не должно превышать максимального давления, развиваемого насосно-силовым оборудованием;

— должна быть обеспечена безопасная остановка трубопровода на время не

менее 72 часов (на случай аварийной остановки трубопровода);

— должна быть обеспечена производительность трубопровода не ниже заданной;

— должен быть допустимый по технологическим параметрам температурный

режим перекачки.

Необходимо определять пусковое и стационарное давления, температуру перекачки, время безопасной остановки, зная свойства нефти и условия перекачки. Данная задача решается с помощью программного комплекса NIPAL.

После определения функциональных зависимостей (8) переходим к решению следующей задачи математического программирования: необходимо выбрать технологию для транспорта нефти и определить затраты на ее применение на каждом из участков трубопровода, чтобы обеспечить максимальную прибыль при условии, что объем перекачки должен быть не шоке заданного. При этом прибыль от применения технологии ; = 1 т на участке i = l п определяется как разность между доходом и затратами при прочих равных условиях. Пример аппроксимационной модели для участка «Уса-Сыня» при применении технологии 1 (введение депрессорной присадки), а также зависимость прибыли от затрат показаны на рисунке 4. По левой шкале отложена аппроксимационная модель зависимости производительности участка от затрат на применение технологии 1 (с экспериментальными точками), а также границы изменения производительности . По правой шкале

отложена зависимость прибыли от затрат.

16

& 14 о

X л с;

<в

=1 о

о о. С

12

10 8

Он, мл н Т./год

Г тГ* Ч. При ^Ч10 Р 5ыль, гб./год

Оггнп

250 200

ю

150 ^

Ю

О

100 § «о

50

а С

100

0 20 40 60 80

Затраты на применение технологии 1,105 руб./год

Рисунок 4 - Кривая зависимости производительности участка «Уса-Сыня»

от затрат на технологию 1. Предложено целевую функцию определить в следующем виде:

(9)

-агсЩк.г ^^ .-1 - ~ (10)

г J

Так как на участке можно выбрать только одну из m технологий, то очевидно, что необходимо ввести дополнительные ограничения. Для этого в задачу включается 5 - матрица, имеющая размерность матрицы стоимостей и состоящая из бинарных элементов. При этом ¿^=1, если на участке i применяется технология ], И 51 (=0 в противном случае. Эти условия достигаются с помощью следующих ограничений, наложенных на 5 - матрицу:

(И)

С учетом вышеихюженного целевая функция преобразуется к виду

Z S: Г, )■= Е X. <¿. 'Т Q(C,. > " C..l > "" maX-

..I l.l /-1

2

где £(С, ,) = В,,-агс/я(*,,С,,) + Л i = l..n, _/ = l..m л

Система ограничений включает в себя технологические ограничения и ограничения на 5 - матрицу.

Исходными данными являются также минимальная и максимальная пропускные способности на каждом из участков.

Таким образом, алгоритм формализации и решения задачи математического программирования по поиску оптимальных технологий и объемов их применения на каждом из участков выглядит следующим образом:

1) с помощью программного комплекса NPAL получаем дискретные зависимости производительностей каждого из участков от затрат на применение технологий. Полученные дискретные зависимости аппроксимируются функциями вида (8);

2) аппроксимация полученных дискретных зависимостей сводится к решению mxn нелинейных уравнений, которые решаются методом дихотомии. В результате получаем матрицу масштабирующих коэффициентов KUJ >

3) после определения всех функций вида ¿ = l..n; j — l..m решается задача математического программирования по поиску оптимальных технологий и объемов их применения на каждом из участков.

После решения поставленной задачи появляется возможность выбора технологий и оптимальных размеров инвестиций на применение этих технологий на каждом участке таким образом, чтобы суммарная прибыль на всех участках была максимальной.

Применение предлагаемой методики позволило предприятию оптимизировать затраты на перекачку реологически сложной нефти, обеспечить необходимые объемы перекачки для удовлетворения нужд

заказчиков, гибко использовать тарифную политику, обеспечить безопасную пабпту тру00пр0РОДЯ путем выбора режчм<"»р <"ГО ляботм

С помощью методик, представленных в работе, сокращаются затраты на транспорт реологически сложной нефти и, как следствие, снижается себестоимость перекачки и увеличивается прибыль предприятия.

Выводы

1. Выбор оптимальной комбинации технологических приемов перекачки реологически сложных нефтей предложено производить на основе моделирования процессов тепло- и массопереноса в двумерной постановке (по радиусу и длине трубопровода).

2. Разработаны математические модели следующих режимов эксплуатации неизотермического трубопровода: стационарного, пускового, остановки, переходных режимов, связанных с изменением параметров перекачки без остановки. Учтены такие режимы течения нефти, как ламинарный с «застойными зонами», турбулентный, структурный.

3. Разработан и зарегистрирован программный комплекс ШРАЬ, предназначенный для моделирования режимов эксплуатации, неизотермического нефтепровода, который прошел апробацию на действующем нефтепроводе Кумколь-Каракоин Республики Казахстан. Результаты работы включены в РД 39-087-03 «Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками».

4. Разработана методика оптимизации технологических приемов перекачки реологически сложных нефтей с целью максимизации прибыли предприятия, основанная на выборе оптимальных технологий перекачки и объемов их применения в стоимостном выражении. Экономический эффект от внедрения методики составляет 13,8 % по сравнению с применением традиционных технологий (на объектах ОАО «Северные МН»).

Публикации по теме диссертации:

1. Штукатуроз К.Ю., Шутов Л.Л., Назаренко В.Н. Подбор аппроксммациом-ной модели реологического поведения высокопарафинистых нефтей с месторождений Восточного Казахстана // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа: ТРАНСТЭК,2001. -Вып. 60.-С. 18-25.

2. Гумеров Л.Г., Пирогов А.Г., Шутов А.А., Штукатуров К.Ю. Моделирование режимов работы неизотермического трубопровода с использованием программного комплекса №РАЬ // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез. докл. конф. 22 мая 2002 г. - Уфа, 2002. - С. 3-4.

3. Стрижков ВЯ., Федоров В.Т., Дьячук А.И., Топтыгин СП., Шутов А.А., Штукатуров К.Ю. Исследование проблем транспорта нефтей по магистральному нефтепроводу «Уса-Ухта» // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез. докл. конф. 22 мая 2002 г. - Уфа, 2002. - С. 7-8.

4. Бахтизин Р.Н., Шутов А.А., Штукатуров К.Ю. Реологические модели нефтей Кумкольского и Акшибулакского месторождений // Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра. Матер. Междун. научно-техн. конф. - Уфа: Монография, 2002-С. 90-92.

5. Штукатуров К.Ю., Шутов А.А., Назаренко В.Н. Пусковые режимы участков неизотермического нефтепровода, работающего в осложненных условиях // Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра. Матер. Междун. научно-техн. конф. - Уфа: Монография, 2002.- С. 72-74.

6. Гумеров А.П, Журавлев ГБ., Шутов А.А., Штукатуров К.Ю., Шайхисламов А.С., Назаренко В.Н- Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками. РД 39-087-03. -Астана, 2003. - 99 с.

7. Бахтизин Р.Н., Шутов А.А., Штукатуров К.Ю. Оптимальный выбор технологий для работы неизотермического трубопровода // Башкирский химический журнал. - 2003. - Т. 10. - № 1.- С. 18-20.

8. Штукатуров К.Ю. Повышение экономической эффективности работы неизотермического нефтепровода // Управление ЭКОНОМИКОЙ, методы,

модели, технологии. Матер. Российской научн.-метод, конф. с междун. участием. Ноябрь 2002 г. - Уфа, 2002. - С. 242.

9. Штукатуров К.Ю. Повышение экономической эффективности работы неизотермического нефтепровода // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа: ТРАНСТЭК,2002.-Вып.61.-С. 121 - 125.

10. Бахтизин Р.Н., Шутов А.А., Штукатуров К.Ю. Повышение экономической эффективности работы неизотермического нефтепровода // Интеграция науки и высшего образования в области био- и органической химии и механики многофазных систем. Матер. I Всероссийской научн. bitemet-конф. 25-27 декабря 2002 г. - Уфа, 2002. - С. 71-72.

11. Бахтизин Р.Н.. Шутов А.А., Штукатуров К.Ю. Методика повышения эффективности энергосбережения при перекачке высоковязкой нефти // Материалы ГУ кошресса нефтегазопромъшшегашков России 20-23 мая 2003 г., секция «Энергоэффективные технологии». Тез. докл. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2003.-С. 50-52.

12. Штукатуров К.Ю., Шайхисламов А.С. Методика повышения энергосбережения при работе неизотермического трубопровода, оборудованного саморегулирующимися системами попутного электроподогрева // Материалы ГУ конгресса нефтегазопромышленников России 20-23 мая 2003 г., секция «Энергоэффективные технологии». Тез. докл. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2003. - С. 74-76.

13. Свидетельство об официальной регистрации программ для ЭВМ № 2003611947. Моделирование режимов работы неизотермического нефтепровода / А.Г. Гумеров, А.А. Шутов, К.Ю. Штукатуров - М.: Роспатент, 2003.

14. Свидетельство об официальной регистрации программ для ЭВМ№ 2003612015. ГШП «Энергопотребление» / Р.Н. Бахтизин, МА. Ватиев, Д.В. Кулаков, СЕ. Катуков, К.Ю. Штукатуров, Ю.Л. Эйзенкрейн - М.: Роспатент, 2003.

15. Штукатуров К.Ю. Применение пакета Mathcad 11 для математического моделирования режимов работы трубопровода, перекачивающего высоковязкие нефти // ExponentaPRO. — 2004. - № 1. — С. 54-60.

»10414

Фонд содействия развитию научных исследований Лицензия ЛР № 030678 от 22.01.96 Подписано к печати 14.052004. Бумага писчая. Тираж 90 экз. Заказ 141. Отпечатано по методу ризографии.

Принятые обозначения

Введение

1 Современное положение в отрасли, существующие проблемы 9 перекачки реологически сложных нефтей и пути их решения

1.1 Характеристика положения в данной области в мире и в стране

1.2 Существующие технологии перекачки высоковязких нефтей

1.2.1 Электроподогрев

1.2.2 Депрессорная и антитурбулентная присадки

1.2.2.1 Депрессорная присадка

1.2.2.2 Антитурбулентная присадка

1.2.3 Теплоизоляция

1.2.4 Подогрев нефти с помощью печей

1.3 Характеристика и перспективы развития АК «Транснефть»

1.4 Финансовое положение АК «Транснефть»

1.5 Тарифная политика компании

1.6 Место и роль ОАО «СМН» в АК «Транснефть»

1.7 Выводы 31 2. Моделирование режимов работы неизотермического нефтепровода

2.1 Многокритериальная задача выбора реологической модели 33 неньютоновской жидкости

2.1.1. Реологические модели

2.1.2. Выбор реологической модели

2.2 Обоснование выбора модели для математического описания 41 работы неизотермического трубопровода

2.3 Алгоритм теплогидравлического расчета неизотермического 45 нефтепровода

2.3.1 Уравнение движения

2.3.2 Тепловое уравнение

2.3.3 Условие постоянства расхода

2.3.4 Решение разностных уравнений методом прогонки

2.3.5 Стационарный режим

2.3.5.1 Уравнение движения для стационарного режима 50 работы

2.3.5.2 Определение толщины застойной зоны и радиуса 51 ядра для стационарного режима работы

2.3.5.3 Решение теплового уравнения при стационарном 52 режиме работы

2.3.6 Решение уравнения теплопроводности для процесса 55 остывания трубопровода

2.3.7 Нестационарный режим

2.3.7.1 Решениз теплового уравнения в нестационарном 56 случае

2.3.7.2 Решение уравнения движения в нестационарном 58 случае

2.3.7.3 Определение толщины застойной зоны и радиуса 61 ядра для нестационарного режима работы

2.3.7.4 Блок-схема и описание алгоритма теплогидравлического расчета неизотермического трубопровода, работающего в нестационарном режиме

2.4 Теплогидравлический расчет турбулентного режима течения

2.5 Программный комплекс «NIPAL» (Non Isothermal Pipeline 66 Abnormal Liquids)

2.6 Моделирование работы магистральных трубопроводов с 69 помощью программного комплекса NIPAL

2.6.1 Моделирование режимов работы подземного 69 трубопровода

2.6.2 Моделирование режимов работы сложного трубопровода

2.7 Выводы

3 Постановка, формализация и реализация задачи оптимизации режимов работы «горячего» трубопровода (на примере нефтепровода «Уса-Ухта»)

3.1 Постановка задачи и выбор критериев оптимальности для 83 оптимизации режимов работы трубопровода

3.2 Особенности работы магистрального нефтепровода «Уса-Ухта»

3.3 Формирование технологических ограничений

3.4 Формализация задачи оптимизации работы «горячего» 92 трубопровода

3.5 Доказательство выпуклости целевой функции

3.6 Реализация поставленной задачи

3.7 Особенности решения задачи оптимизации при работающих 98 подкачках

3.8 Выводы 101 Основные выводы по теме диссертации 102 Список литературы 103 Приложение 1 ' 113 Приложение 2 114 Приложение 3 122 Приложение 4 124 Приложение 5 128 Приложение

Принятые обозначения ц - вязкость жидкости, Па-с; г - напряжение сдвига, Па;

Q - производительность трубопровода,—; у - скорость сдвига, с'1; с - удельная теплоемкость жидкости, р кг-К р - плотность жидкости, —; п - показатель поведения жидкости; а - коэффициент теплоотдачи, Щ--;

Д - внутренний диаметр трубопровода, м;

D2 - внешний диаметр трубопровода, м;

L - длина трубопровода, м; h - глубина заложения оси трубопровода, м;

S - толщина изоляции, м;

X - теплопроводность изоляции,-;

Т0 - температура грунта, "С; Тн - входная температура, "С.

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов:

РФ - Российская Федерация

Тыс. руб. - тысяч рублей

Млн. руб. - миллионов рублей

ОАО - открытое акционерное общество

НПС - нефтеперекачивающая станция

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод

РНУ - районное нефтепроводное управление

АСУ - автоматизированные системы управления

В настоящее время на многих месторождениях России, Казахстана и других государств добываемая нефть отличается сложными физико-химическими и реологическими свойствами. К этим свойствам относятся повышенная вязкость, высокое содержание асфальто-смоло-парафинистых включений, повышенное статическое и динамическое напряжение сдвига. Нефти, обладающие такими свойствами, являются реологически сложными и отличаются высокой температурой застывания, которая может быть выше температуры окружающей среды [46], [47]. В России такие нефти добывают на месторождениях республики Коми, в Казахстане - на месторождениях Узень, Жетыбай, Кумколь, Акшибулак [67].

При перекачке реологически сложной нефти, особенно в условиях Крайнего Севера, возникает вопрос о прогнозе допустимой остановки трубопровода (по регламенту он должен быть безопасно остановлен на 72 часа, а затем запушен в эксплуатацию). Необходимо исключить любую возможность «замораживания» жидкости на участке трубопровода. Для этого требуется либо внести в поток жидкости дополнительную тепловую энергию, либо воздействовать на нефть химическим путем. Это, в свою очередь, связано с применением специальных технологий: подогрев нефти с помощью печи, электроподогрев, введение депрессорной присадки, улучшающей физико-химические свойства нефти, или сочетание этих технологий.

Эти технологии требуют существенных затрат, которые увеличиваются с ростом производительности трубопровода. Кроме того, такой важнейший показатель деятельности предприятия, как прибыль, не всегда растет с увеличением объемов транспортируемой нефти. Это следует из того, что с увеличением производительности трубопровода затраты на применение технологий с некоторого момента начинают расти быстрее, чем доход от перекачки. Поэтому увеличение пропускной способности трубопровода, перекачивающего реологически сложную нефть - задача, требующая серьезного экономического обоснования.

В настоящее время трубопроводы часто работают в циклическом режиме. Необходимо обеспечить такую работу трубопровода, чтобы при запуске его после остановки пусковое давление не превысило предельно допустимого.

Разработка технико-экономического обоснования работы неизотермического трубопровода обычно связана с обеспечением требуемой его производительности. Для этого необходимо построить множество допустимых режимов работы трубопровода с технологической точки зрения, что достигается путем математического моделирования режимов работы неизотермического трубопровода. Особенностью моделирования течения реологически сложной нефти является появление при определенных условиях «застойных» зон, что значительно усложняет методику тепло-гидравлического расчета трубопровода.

Необходимо разработать методику, позволяющую выбирать на каждом участке трубопровода технологию для перекачки нефти в зависимости от условий перекачки, а также определять объемы затрат на ее применение с тем, чтобы суммарные затраты на перекачку нефти были минимальными.

Целью работы является методическое обоснование выбора технологий трубопроводного транспорта реологически сложной нефти и объема применения этих технологий в стоимостном выражении на каждом из участков трубопровода для повышения экономической эффективности работы неизотермического нефтепровода.

Для реализации этой цели в работе решаются следующие задачи:

1) разработка алгоритмов моделирования различных режимов работы трубопровода с учетом реологической модели жидкости;

2) разработка программного обеспечения для моделирования режимов работы трубопровода;

3) разработка методики оптимизации выбора технологий с целью максимизации прибыли предприятия.

Объектом исследования является процесс перекачки высоковязких нефтей в осложненных условиях. Предметом исследования является трубопровод Уса-Ухта, принадлежащий и эксплуатируемый Открытым акционерным обществом «Северные Магистральные Нефтепроводы» (далее по тексту ОАО СМН).

Данная методика по выбору технологий была апробирована на действующем трубопроводе Уса-Ухта, состоящем из четырех участков (от НПС до НПС). Результаты подтверждены справкой и включены в РД 39-087-03 «Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками».

В рамках работы разработан программный комплекс NIPAL (Non-Isothermal Pipeline for Abnormal Liquids). С помощью программного комплекса NIPAL выработаны рекомендации по режимам работы нефтепроводов Уса-Ухта (Республика Коми), Кумколь-Каракоин-Шымкент, Кумколь-Каракоин-Атасу (Республика Казахстан).

Программный комплекс NIPAL был представлен на конференции «Перспективы развития трубопроводного транспорта России» в рамках Десятой международной специализированной выставки «Газ. Нефть - 2002» (22 мая 2002 г., г. Уфа).

Диссертационная работа состоит из трех глав, 6 приложений, 34 рисунка, 25 таблиц.

Основные выводы по теме диссертации

1. Выбор оптимальной комбинации технологических приемов перекачки реологически сложных нефтей предложено производить на основе моделирования процессов тепло- и массопереноса в двумерной постановке (по радиусу и длине трубопровода).

2. Разработаны математические модели следующих режимов эксплуатации неизотермического трубопровода: стационарного, пускового, остановки, переходных режимов, связанных с изменением параметров перекачки без остановки. Учтены такие режимы течения нефти, как ламинарный с «застойными зонами», турбулентный, структурный.

3. Разработан и зарегистрирован программный комплекс NIPAL, предназначенный для моделирования режимов эксплуатации неизотермического нефтепровода, который прошел апробацию на действующем нефтепроводе Кумколь-Каракоин Республики Казахстан. Результаты работы включены в РД 39-087-03 «Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками».

4. Разработана методика оптимизации технологических приемов перекачки реологически сложных нефтей с целью максимизации прибыли предприятия, основанная на выборе оптимальных технологий перекачки и объемов их применения в стоимостном выражении. Экономический эффект от внедрения методики составляет 13,8 % по сравнению с применением традиционных технологий (на объектах ОАО «Северные МН»).

1. Агапкин В.М., Кривошеин Б. JL, Юфин В.А. Тепловой и гидродинамический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов/ М., Недра, 1981. 256 с.

2. Алиев Р.А., Блейхер Э.М. Трубопроводный транспорт высоко-застывающих нефтей с жидкими углеводородными разбавителями // М. : 1970. - 88 с. -(Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ, вып. 5)

3. Алиев Р.А., Брусиловский А.И., Дзеба О.Г. Термодинамический и гидравлический расчеты течения однофазного флюида в магистральном трубопроводе // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Экспресс, информ./ ВНИИОЭНГ. М.:,1986. - вып. 7,- С.13-16.

4. Алиев Р.А., Дзеба О.Г., Брусиловский А.И. и др. Повышение эффективности перекачки нефтей с разбавителями. М,:, 1987. -60 е.- Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ, вып. 5.

5. Березин И.С., Жидков Н.П. Методы вычислений, т.1, М., Наука, 1966,632 с.

6. Биккулов А.З., Шаммазов А.А. Механизм парафиноотложения в гидродинамических условиях // Известия ВУЗов. Нефть и газ. М., 1998.-№5. -с. 100-105.

7. Гаррис Н.А., Тугунов П.И. Режим работы «горячего» нефтепровода при уменьшении температуры нагрева нефти. Нефтяное хозяйство, 1975, №11, с.42-44.

8. Гаррис Н.А., Тугунов П.И., Новоселов В.В. Экспериментальная проверка метода теплового баланса для расчета нестационарных режимов подземныхтрубопроводов / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1977, № 10, с. 23-25.

9. Ю.Годунов С.К., Рябенький B.C. Разностные схемы (введение в теорию) / М, 1973.-400 с.

10. П.Голосовкер В.И. Выбор режимов работы нефтепровода в изменяющихся условиях эксплуатации. М.:, 1976.-80 е.- (Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

11. Губин В.Е., Скрипников Ю.В. Неизотермическое течение вязкопластичных нефтей по трубопроводу // Сб. тр. / ВНИИСПтнефть. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1972. - Вып. 9.

12. Губин В.В., Шутов А.А. Остывание подземного трубопровода, заполненного парафинистой нефтью Нефтяное хозяйство, М:, 1975, №7. с. 69 - 71.

13. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1982, - 292 с.

14. Гумеров А.Г., Журавлев Г.В., Шутов А.А., Назаренко В.Н. Особенности работы неизотермического нефтепровода при малых значениях производительности перекачки // Тез. докл. III Конгресса нефтегазо-промышленников России. —Уфа; Транстэк, 2001. с.25 - 26

15. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики / М., Наука, 1970,664 с.

16. Емцев Б.Т. Техническая гидромеханика, М., Машиностроение, 1977, 465 с.

17. Казубов А.И. Трубопроводный транспорт высоковязких продуктов // Нефтяное хозяйство, 1987, № 4, с. 61-63.

18. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела / Уфа, ДизайнПолиграфСервис, 1999. 545 с.

19. Кочин Н. Е., Кибель И.А., Розе Н.В. Теоретическая гидромеханика / ч. 1, М., Физматгиз, 1963 г., 584 с.

20. Кошляков Н.С., Глинер Э.Б., Смирнов М.М. Дифференциальные уравнения математической физики / М., 1962, 768 с.

21. Кривошеин Б. Л., Агапкин В.М. Нестационарные тепловые потери подземных трубопроводов / ИФЖ, т.ЗЗ, 1977, № 2, с.339-346.

22. Кривошеин Б.Л., Тугунов П.И. Магистральный трубопроводный транспорт. -М.: Недра, 1985,-238 с.

23. Кухлинг X. Справочник по физике / М., Мир, 1982. 522 с.

24. Лаврентьев М.А., Шабат Б.В. Проблемы гидродинамики и их математические модели / М., Наука, 1973. 418 с.

25. Ладыженская О.А. Математические вопросы динамики вязкой несжимаемой жидкости. М., Наука, 1970. 289 с.

26. Ландау Л.Д., Лифщиц Е.М. Теоретическая физика: Учебное пособие. В 10 т. Т. IV. Гидродинамика. М., Наука. 1986. - 736 с.

27. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа, М., 1968,736 с.

28. Лыков А.В., Смольский Б.М. Тепло- и массообмен в неньютоновских жидостях. М., Энергия, 1968. 290 с.

29. Люшин С.Ф., Репин Н.Н. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафина в трубах // Борьба с отложениями парафина. М.: Недра, 1965.-с.157 - 165.

30. Малюшин Н.А., Неволин А.П., Новоселов В.Ф. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов Сибири. М.:, 1982.-82 с.-(Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

31. Марон В.И., Юфин В.А. Коэффициент гидравлического сопротивления «горячих» нефтепроводов. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1974, №2, с. 3-4.

32. Мастобаев Б.Н., Арменский Е.А., Гимаев Р.Г., Определение радиуса "живого" сечения заларафиненного трубопровода // Нефтяное хозяйство,-1980.-№1.-С. 51-52.

33. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999, - 464 с.

34. Михальков П.В. Об образовании новой фазы в жидкой углеводородной системе // Борьба с отложениями парафина. М.: Недра, 1965.- с. 73 - 85.

35. Мияри Т. Электронагревательные кабели с авторегулированием фирмы «Кемелекс» и их применение // Хайкан то соти 1984. - т.24, № 1 - с. 44 -48.

36. Надиров Н.К., Тугунов П.И., Брот Р.А., Уразгалиев Б.У. Трубопроводный транспорт вязких нефтей. Серия: Новые нефти Казахстана и их использование. Алма-Ата: Наука, 1985. - 264 с.

37. Назаренко В.Н., Шутов А.А., Шайхисламов А.С. Улучшение эффективного действия депрессорной присадки путем применения дополнительного разбавителя // Материалы IV Конгресса нефтегазо-промышленников России. Уфа; Транстэк, 2003.

38. Назаренко В.Н., Назаренко Л.Г., Шутов А.А. Экспериментальные исследования выпадения АСПО на действующем нефтепроводе при перекачке парафинистой нефти, обработанной различными депрессорными присадками.

39. Петухов Б.С. Теплообмен и сопротивление при ламинарном течении жидкости в трубах, М., Энергия 1967.

40. Рейнер М. Деформация и течение. Введение в реологию. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 382 с.

41. Рейнер М. Реология,- М.: Наука, 1965. 224 с.

42. Салатинян Н.З., Требин Г.Ф., Фокеев В.М. К вопросу о влиянии скорости движения нефти на интенсивность отложения парафина в трубках // Известия ВУЗов. Нефть и газ,- М.Д96,- №10. с. 49 - 53

43. Самарский А.А. Введение в теорию разностных схем, М., Наука, 1971. 552 с.

44. Сощенко Е.М., Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Циклическая эксплуатация трубопроводов при неполной их загрузке // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, М.: 1971, № 5, с. 22 - 26.

45. Сощенко Е.М., Тугунов П.И., Нечваль М.В. О целесообразности циклической перекачки при недогрузке трубопроводов // Транспорт, и хранение нефти и нефтепродуктов, М.: 1971, № 12, с. 12-15.

46. Тихонов А.Н., Самарский А.А. Уравнения математической физики, М., 1972, 736 с.

47. Тугунов П.И. Неустановившиеся режимы работы «горячих» магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.

48. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М.: Недра, 1981, - 176 с.

49. Тугунов П.И., Нечваль М.В., Новоселов В.Ф., Ахатов Ш.Н. Эксплуатация магистральных трубопроводов. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1975.-248 с.

50. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов. -М.: Недра, 1984.-224 с.

51. Тугунов П.И., Козлова Р.Г. Определение температуры и гидравлического уклона при эксплуатации горячего недозагруженного трубопровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, М.: 1978, № 3, с. 18-21.

52. Туманян Б.П. К вопросу о механизме действия депрессорных присадок в высокозастывающих нефтяных системах // Трубопроводный транспорт, №5, 1996.

53. Уилкинсон У.Л. Неньютоновские жидкости. М.: Мир, 1964. - 216 с.

54. Уэнг С.Л., Фламберг А., Кикабхай Т. Выбор оптимальной депрессантной присадки // Нефтегазовые технологии, 1999, № 3, с.90 92.

55. Фонарев З.И. Электроподогрев трубопроводов, резервуаров и технологического оборудования в нефтяной промышленности. Л.: Недра, 1984.-148 с.

56. Хаппель Дж., Бреннер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса. -М., Мир. 634 с.

57. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М.: Недра, 1968.

58. Черняев В.Д., Галлямов А.К. и др. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации. М.: Недра,- 1990. - 232 с.

59. Шутов А.А. Об одном классе течения неньютоновской жидкости. //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Сборник научных трудов Уфа: ИПТЭР, 1994, - с.46 - 54.

60. Шутов А.А. Численное моделирование процесса пуска после остановки неизотермического трубопровода. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Сборник научных трудов Уфа: Транстэк, 1997, - с.22 - 30.

61. Шутов А.А., Губин В.В. Прогрев грунта в процессе пуска «горячего» трубопровода. Нефтяное хозяйство, М., 1974, №7. с. 35-43.

62. Юфин В.А., Белоусов В.Д., Блейхер Э.М. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М., Недра, 1978 - 407 с.

63. РД 39-021-00. Методика расчета параметров работы неизотермического нефтепровода //под редакцией Адиева Р.К. Астана: ЗАО «КазТрансОйл», 2001 -219 с.

64. РД 39-0147103-338-88 Временные нормы по проектированию электроподогрева надземных магистральных трубопроводов (Аксиальная система электроподогрева, АСЭ) / Бондаренко П.М., Гатауллин Ш.Г., Шутов А.А. и др.// Уфа, ВНИИСПТнефть, 1989, 28 с.

65. РД 39-029-90 Временные нормы по проектированию электроподогрева трубопроводов промыслового сбора и транспорта нефти (Аксиальная система электроподогрева, АСЭ) / Бондаренко П.М., Гатауллин Ш.Г., Шутов А.А. и др.// Уфа, ВНИИСПТнефть, 1990, 27 с.

66. РД 39-87-03 Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками. Астана, 2002. - 99 с.

67. РД 39 01/01 - 0004 - 89 Методика расчета параметров теплоизолированных трубопроводов с попутным электроподогревом. - Уфа, 1990.-47 с.

68. Учебное пособие по применению вычислительной техники и математической теории эксперимента в научных исследованиях. Баку: НПО «Информатика», 1997, - 75 с.

69. Авторское свидетельство СССР № 795594.

70. Авторское свидетельство СССР №1013002.

71. Авторское свидетельство СССР № 425678.

72. Патент № 2030223 Российской Федерации.

73. Свидетельство об официальной регистрации программ для ЭВМ № 2003611947. Моделирование режимов работы неизотермического нефтепровода / А.Г. Гумеров, А.А. Шутов, К.Ю. Штукатуров М.: Роспатент, 2003.

74. Bern P.A., Wither V.R., Cairns J.R. Wax deposition in crude oil pipelines. European Offshore Petroleum Conf. EUR 206,1980.

75. Brown W.J. Prevention and removal of paraffin accumulation. Drilling and Production Practice, vol. 37 (IV), 1942.

76. Burger E.D., Perkins T.K, Striegler J.H. Studies of Wax Deposition in the Trans Alaska Pipeline. J. Pet. Tech, June, 1981, 1075-1086.

77. Cole R.J., Jessen F.W. Paraffin deposition \\ Oil and Gas Journal. 1958, № 38.

78. Grant A.A. Weir designing pump for heavy gas fractions. Offshore pipelining, 1988. - Vol. 48, № 8.-p. 30-31.

79. Hunt A. Uncertainties remain in prediction paraffin deposition. // Oil and Gas Journal, 1996. July 29. - p. 96 - 103.

80. Hunt A. Fluid properties determine flow line blockage potential // Oil and Gas Journal, 1996. Juli 15. - p. 62 - 66.

81. Kayanagi M., Hojo H., Nagamune A., Ogato J. The Coaxial Pipe Electric Heating System for Pipeline. Trans ASME// J. Energy Resour. Technol. 1983. - Vol. 105,№4-p. 469 -474.

82. Keverian D. California crude oil transportation options. American Chemical Society. Division of Petroleum Chemistry, 1992. - Vol. 37, № 3 - p. 857 - 859.

83. Khan H. U. and other, A comparative study of paraffin deposition behavior of Ratna and Borholla crude oil. Indian Journal of Technology, 1993. - Vol. 31, № 10.-p. 697-701.

84. Knegtel J. Т., Zeilinga E. Field Test with Waxy Crudes in the Rotterdam-Rhine Pipeline System. Journal of the Institute of Petroleum. May 1971. - Vol. 57, № 555.

85. Masao A., Takaki H. Application of the SECT Electric Heating System to long Distanse Pipelines; International Congrees on Electrotermics 9-th, Cannes 20 -24. 1980. - Session 8. - Paper III. - D 3. - p. 1 - 12.

86. Newberry M. E. Chemical effects on crude oil pipeline pressure problems. -Journal of Petroleum Technology, 1984. Vol. 36, № 5. - p. 777 - 786.

87. Reistle C.E. Paraffin production problems. Production practice, AIME, 1942.

88. Reistle C.E. Paraffin and congealing oil problems. Bureau Mines Bulletin, No. 348,1927.

89. Reistle C.E. A study of sub-surface pressure and temperatures in flowing wells in the East Texas Fields. Bureau Mines Report Investigations, No. 3211, 17, 1933.

90. Torrey P.D. Production curtailment makes paraffin problems more difficult. Oil and Gas J., vol. 41, No. 7, 1942.