Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Характеристика системы магистрального транспорта нефтепродуктов в современных условиях 10
1.1. Характеристика системы магистрального транспорта нефтепродуктов в современных условиях 10
1.2. Методы увеличения пропускной способности нефтепродуктопроводов 18
1.3. Характеристика противотурбулентных присадок и оборудования для их использования 30
1.4. Обзор отечественных и зарубежных исследований по вопросам использования противотурбулентных присадок при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов 36
Выводы по главе 1 и постановка задач исследования 45
Глава 2. Исследование эксплуатационных свойств противотурбулентных присадок 46
2.1 .Требования и критерии оценки эксплуатационных свойств противотурбулентных присадок к нефтепродуктам 46
2.2. Влияние эксплуатационных свойств противотурбулентных присадок на транспортировку нефтепродуктов по МНИЛ 53
2.3. Оборудование и методика лабораторных испытаний противотурбулентных присадок 55
2.4. Экспериментальные лабораторные исследования эффективности противотивотурбулентных присадок и анализ результатов 61
Выводы по главе 2 75
Глава 3. Разработка методики расчета эффективности противотурбулентных присадок при перекачке нефтепродуктов 76
3.1. Отечественный и зарубежный опыт применения противотурбулентных присадок при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов 76
3.2. Разработка математической модели расчета эффекта снижения гид-равлического сопротивления трубопроводов при применении противотурбулентных присадок 79
3.3. Обобщение результатов опытных перекачек дизельного топлива с противотурбулентной присадкой Necadd-547 и методика оценки их эффективности 81
3.4. Расчет параметров математической модели для определения коэффициента гидравлического сопротивления при течении дизельных топлив с противотурбулентной присадкой 101
3.5. Влияние противотурбулентных присадок на теплообмен между транспортируемым нефтепродуктом и окружающей средой 106
3.6. Анализ действующих Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов и разработка рекомендаций по их дополнению 109
Выводы по главе 3 118
Глава 4. Экономическая эффективность эксплуатации нефтепродуктопроводов при использовании противотурбулентных присадок 119
4.1. Расчет составляющих затрат на перекачку нефтепродуктов 119
4.2. Определение оптимальной концентрации присадки по критерию максимальной дополнительной валовой прибыли 123
4.3. Оценка экономической эффективности применения ПТП при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов 125
4.4. Расчет прибыли от перекачки нефтепродуктов с противотурбулентной присадкой 129
Выводы по главе 4 135
Основные результаты и выводы 136
Список использованной литературы 137
- Методы увеличения пропускной способности нефтепродуктопроводов
- Оборудование и методика лабораторных испытаний противотурбулентных присадок
- Анализ действующих Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов и разработка рекомендаций по их дополнению
- Оценка экономической эффективности применения ПТП при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
Методы увеличения пропускной способности нефтепродуктопроводов
В практике эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов наиболее распространенными способами увеличения пропускной способности являются: очистка трубопроводов, строительство лупингов, сооружение дополнительных насосных станций, установка дополнительных насосных агрегатов и использование противотурбулентных присадок.
Увеличение расхода от Q до Qt вследствие применения специальных методов, будет оцениваться коэффициентом увеличения пропускной способности нефтепродуктопровода [3] X - рг v U
Очистка внутренней поверхности трубопровода.
При эксплуатации трубопровода в его полости накапливаются различные отложения (вода, ржавчина, органические вещества), которые приводят к снижению его пропускной способности. Поэтому при снижении пропускной способности более чем на 3% рекомендуется проводить очистку [39], то есть процесс очистки производят, если снижение пропускной способности трубопровода из-за наличия загрязнений.
В процессе пропуска очистного устройства происходит увеличение пропускной способности, однако с каждым последующим пуском эффект становится меньше.
Традиционные способы очистки внутренней поверхности трубопровода предусматривают использование механических или химических средств.
В качестве механических средств очистки используют скребки различных конструкций [75], [56] или гелеобразные пробки [68], [57].
К недостаткам использования механических скребков можно отнести:
а) необходимость строительства камер приема и пуска скребка;
б) ограничение скорости перекачки для предотвращения повреждения чистящих элементов скребка;
в) невозможность использования скребков на трубопроводах с участками различных диаметров;
с) невозможность очистки внутренней полости трубопровода в зоне перед подкладными кольцами.
Гелеобразные пробки имеют то преимущество перед скребками, что не требуют для ввода камер приема-пуска средств очистки и диагностики (СОД) и могут проходить через неполнопроходные задвижки и участки трубопровода с изменяющимся по длине проходным сечением. К их недостаткам следует отнести:
а) невозможность их использования на трубопроводах большой протяженности и диаметра из-за механического разрушения;
б) сложность определения пробки и ее утилизации после приема в резервуар.
Как отмечается в [91], впервые гели в трубопроводном транспорте использовала фирма «Dowell of Canada» в 1971 г. для удаления воды из промысловых трубопроводов, так как обычные механические поршни не обеспечивали выполнение этой операции. В последующие годы гели сравнительно часто применяли в качестве разделителей при последовательной перекачке на трубопроводах, не оснащенных камерами приема и пуска механических разделителей, для очистки полости трубопроводов, удаления конденсата, прокачки ингибиторов коррозии, удаления застрявших в трубопроводах механических скребков.
Для очистки трубопроводов от мусора и механических загрязнений могут использоваться гели всех типов. Такие гели должны иметь поперечные связи и высокую вязкость и адгезионность, что обеспечивает свойства текучести по модели Бингама с высоким значением предела текучести. Это обеспечивает удержание частиц отложений в геле во взвешенном состоянии в течение долгого периода времени. Известны способы очистки с использованием гелеобразных пробок [57]. За гелевым поршнем для удаления загрязнений должен следовать механический поршень. При этом скорость их движения должна быть в пределах 0,3-0,9 м/с, что обеспечивает пробковое движение геля.
Известны гелевые композиции на основе дизельного топлива или керосина, которые обеспечивают высокую степень герметичности.
В штате Миссури фирма Missuri Pipeline Со (США) провела работы по очистке трубы диаметром 306 мм [89]. После очистки полости щелочными растворителями в трубопровода запускался гелеобразный состав GP 3100 в количестве 3,8 л, который обеспечивал захват механических загрязнений массой до 0,453 кг. Однако эта цифра непостоянна и зависит от ряда факторов: скорости перемещения гелевой пробки по трубопроводу, плотности механических загрязнений, их количества, наличия механических скребков за или после гелевой пробки и т.д.
Количество геля рассчитывалось по формуле где R - внутренний радиус трубопровода, L - длина очищаемого трубопровода, Кп - коэффициент наличия механических примесей, К3 -коэффициент захвата механических примесей гелем. Очистка трубопровода была проведена закачкой двух гелевых пробок, в каждой из которых объем геля составлял 5,8 и 2,9 м3.
В [59] описан процесс освобождения трубопровода D = 915 мм, L = 450 км от жидкости гелевой пробкой длиной 6,71 км. Процесс длился 17 суток.
В Российской Федерации практическое применение гелевых пробок было использовано для освобождения нефтепроводов от нефти [76], [77] и очистки нефтепродуктопроводов от загрязнений [68]. Длина гелевой разделительной пробки составляла от 0,01 до 0,015% длины очищаемого трубопровода.
Основными недостатками водорастворимых гелевых композиций является невозможность их применения при отрицательных температурах и обвальная деструкция при высоких температурах. Гелирующие комплексы на основе ионов железа обладают высокой коррозионной активностью, что сужает их применение в магистральных нефтепродуктопроводах.
В этой связи перспективными в качестве чистящих сред являются композиции на основе углеводородных фракций постоянного состава, например, дизельного топлива.
Применение химических средств очистки, например, моющих растворов с ПАВ, требует тщательного анализа, так как при этом необходимо предусматривать меры по утилизации растворов и загрязненной части пробки, защите окружающей среды и восстановление качества топлива при его загрязнении ПАВ [36].
Химические средства очистки требуют последующей промывки трубопровода, в отдельных случаях до нескольких объемов очищаемого участка трубопровода.
Известны способы гидродинамической промывки трубопровода потоком перекачиваемой жидкости, в которую могут быть введены газ или твердые частицы [74], однако, эти способы неприменимы для магистральных нефтепродуктопроводов по вполне понятным причинам.
Другим способом очистки является создание определенных гидродинамических условий, при которых частицы загрязнений выходят из пристенного ламинарного слоя. Это требует увеличения скорости перекачки, что во многих случаях нельзя реализовать на МНПП из-за ограничений по мощности электроприводов насосов на НПС и необходимости создания запасов перекачиваемой жидкости.
Одним из методов очистки внутренней полости трубопровода от частиц загрязнений при условии сохранения средней скорости перекачки является введение в поток перекачиваемой жидкости противотурбулентной присадки.
Отмыв частиц загрязнений от внутренней поверхности МНПП при условии сохранения средней скорости перекачки обеспечивается подачей в турбулентный поток углеводородной жидкости (например, дизельного топлива) добавки из высокомолекулярных карбоцепных соединений с молекулярной массой М=(0,3-10) 10б . Количество добавки выбирается из условия достижения местной скорости потока жидкости в пристенной области трубопровода, обеспечивающей отмыв частиц загрязнений, и их вынос до фильтрующих устройств.
Реализация этих положений осуществлена в патенте на изобретение № 2193722 от 14.03.2000 г. [58].
Оборудование и методика лабораторных испытаний противотурбулентных присадок
В условиях, когда число противотурбулентных присадок, снижающих гидравлическое сопротивление потока нефти или нефтепродукта в трубопроводах, значительно, выбор наиболее эффективной становится затруднителен. Поэтому определение наилучшей из них должен производиться на основе сравнения таких эксплуатационных характеристик, как способность снижать гидравлическое сопротивление, деструкция в турбулентном потоке и скорость растворения в углеводородных жидкостях.
Для проведения сравнительных реометрических исследований нефтяных систем с противотурбулентной присадкой с целью определения ее эффективности нами был использован дисковый реометр «РЕОД-1-ЭЛ», аналогичный описанному в [88].
Дисковый реометр «РЕОД-1-ЭЛ» предназначен для изучения в лабораторных условиях динамики маловязких жидкостей при ламинарном, переходном и турбулентном режимах обтекания вращающегося диска в плоском цилиндрическом кожухе. Реометр может применяться для определения констант уравнений, описывающих реологические характеристики жидкостей. На рис. 2.5 приведена фотография лабораторной установки, используемой в работе.
Конструктивно реометр выполнен в виде трех блоков: собственно реометра (основной прибор), специального термостатируемого цилиндрического сосуда для исследуемой жидкости и блока питания. Реометр состоит из следующих систем: измерительная ячейка, электропривод, система измерений, система заправки, система охлаждения электропривода, система замера температуры. Измерительная ячейка представляет собой плоский цилиндрический сосуд с исследуемой жидкостью, в котором расположен плоский диск. При вращении плоского диска возникает момент трения М двух сторон диска о жидкость в замкнутом объеме, который пропорционален плотности жидкости, коэффициенту трения Ст , радиусу диска R и угловой скорости вращения диска со
Исследуемая жидкость (дизельное топливо с противотурбулентной присадкой заданной концентрации) приготавливалась вне реометра, заправлялась в измерительную ячейку реометра и подвергалась нагружению в сдвиговом потоке. Интенсивность нагружения регулировалась ступенчато путем изменения частоты вращения диска с помощью электропривода вручную. Частота контролировалась мультиметром Metex MY 68. После стабилизации частоты вращения определялся ток якоря (1я), соответствующий каждому ее значению
Реактивный момент сопротивления вращению диска (Сщ), пропорциональный коэффициенту гидравлического сопротивления, вычислялся по разности электромагнитных моментов приводного электродвигателя при вращении диска в жидкости и на холостом ходу с учетом неизменности параметров электрической машины: постоянной частоте вращения, токе возбуждения и термостабилизации двигателя путем его охлаждения. Для расчета Ст использовали формулу где 1я и 1яхх - ток якоря при вращении диска в жидкости и на холостом ходу соответственно, А; п - частота вращения диска, кГц.
Для определения числа Рейнольдса использовалось уравнение где V- кинематическая вязкость дизельного топлива, определяемая при температуре эксперимента с помощью капиллярного вискозиметра Убеллолде, мм /с.
Для расчета плотности дизельного топлива при температуре опыта t( С) использовалась зависимость р = 832,0 - 0,725 ( - 20) (2.б)
Плотность дизтоплива при 20 С определялась с помощью ареометра. Изменение температуры жидкости в измерительной ячейке вследствие диссипативного разогрева и теплоотдачи в окружающую среду контролировалось с помощью мультиметра Metex M-3640D, снабженного термопарой.
Обработка результатов измерений производится с использованием градуировочных уравнений первичных преобразователей физических величин, характеристики холостого хода приводного электродвигателя, аппроксимирующих уравнения зависимостей вязкости и плотности растворителя от температуры в плоском цилиндрическом сосуде для исследуемой жидкости, а также сведений о концентрации противотурбулентной присадки в жидкости, по специальной компьютерной программе.
Результаты опытов для каждой присадки представлялись в виде графиков зависимости реактивного момента сопротивления Ст вращению диска реометра, пропорционального коэффициенту гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса «lnCm -InRe ».
Эффект снижения гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле: DR = Cm Cm0 -100% (2.7) С где Ст0 и С„, - моменты сопротивления вращению диска для чистого и дизельного топлива с присадкой соответственно.
Деструкция противотурбулентной присадки может быть оценена по скорости возрастания коэффициента гидравлического сопротивления до начального. В [4] отмечается, что более устойчивыми являются координационные полимеры, так как их связи обратимо восстанавливаются после прекращения действия критических разрушений напряжений сдвигового турбулентного потока в которой значения lgC„, и lg Re определялись по кривым испытаний ПТП на дисковом реометре.
Механизм изучения процесса растворения заключался в следующем. В емкость с дизельным топливом, находящимся при постоянной температуре, вводилась присадка, и вся система перемешивалась мешалкой. Через определенные промежутки времени из этой емкости отбиралась проба и измерялась вязкость раствора. Измерения вязкости производились при той же температуре, при которой ведется растворение присадки. После измерения вязкости проба дизельного топлива с присадкой возвращалась в емкость для растворения.
При достижении постоянного значения вязкости растворение считалось законченным. По полученным данным строился график зависимости «вязкость нефтепродукта с присадкой - время растворения».
Первоначальный участок этих кривых может быть описан уравнением, которое позволяет определить скорость процесса растворения:
Постоянную интегрирования С/ определим из граничного условия при т=0, v = v0 .(вязкость исходного топлива). Константа скорости растворения присадок к может быть определена графически по тангенсу угла наклона этих прямых, построенных по экспериментальным данным в координатах:
Оценка влияния противотурбулентных присадок на коррозию внутренней поверхности трубопроводов может быть определена по изменению массы стальных образцов, помещенных в коррозионную среду с противотурбулентной присадкой и без нее.
Проверка гипотезы об отличии средних приращений массы образцов в результате коррозии в нефти с присадкой и без нее оценивалось по критерию где a - уровень значимости (ее = 0,05); Sx - среднеквадратичное отклонение -число измерений; ju0 - среднее по ансамблю Am при отсутствии присадки; X - среднее по ансамблю Am при вводе присадки; t а - критерий Стьюдента.
В случае выполнения условия (2.13) можно с вероятностью (1-а) утверждать о влиянии противотурбулентной присадки на коррозию металла трубопроводов.
Анализ действующих Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов и разработка рекомендаций по их дополнению
В действующих Правилах технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов (РД 153-39.4-041-99), [66], отсутствуют положения, рассматривающие возможность использования противотурбулентных присадок при транспортировании нефтепродуктов по МНПП.
Реальные эксплутационные свойства противотурбулентных присадок должны уточняться на основе опытно-промышленных испытаний.
Максимальный эффект снижения гидравлического сопротивления наблюдается только после полного заполнения нефтепродуктом с присадкой всего лимитирующего участка или трубопровода. При прекращении ввода присадки в поток происходит восстановление первоначального гидравлического сопротивления по мере того, как нефтепродукт, содержащий присадку, покинет трубопровод.
Присадка разрушается частично при прохождении байпасов, обратных клапанов, расходомеров, узлов отбора проб, манифольдов и полностью в магистральных насосах. Поэтому на трубопроводах с несколькими насосными станциями, в случае необходимости, она вводится после каждой из них за регуляторами давления. В Правилах технической эксплуатации (ПТЭ) необходимо добавить положения о разработке технологического регламента перекачки нефтепродуктов с ПТП.
Для решения вопроса о возможности применения конкретной присадки на МНПП фирма - производитель присадки или компания, осуществляющая ее поставки, должна представлять в ОАО «АК «Транснефтепродукт» или ее дочерние предприятия документы, указанные в главе 2, раздел 1.1. Наличие разрешающих документов на применение ПТП на объектах ОАО «АК «Транснефтепродукт», в том числе для проведения опытно-промышленных испытаний, обеспечивается поставщиком присадки. В связи с этим необходимо дополнить ПТЭ положениями об условиях приема ПТП и контроле качества нефтепродуктов при ее применении.
Порядок организации перекачки нефтепродуктов определяется технологическим регламентом, предназначенным для обеспечения надежного и безопасного ведения технологического процесса. Так как в процессе ввода ПТП происходит изменение расхода, давления и подпоров перед насосными агрегатами НПС, то необходимо разработать технологический регламент на организацию, особенности и технологические режимы последовательной перекачки нефтепродуктов с противотурбулентной присадкой.
Расчету основных гидродинамических и энергетических параметров технологического процесса перекачки нефтепродуктов с применением присадки предшествует расчет основных параметров МНПП без присадки. Подобный расчет необходим для оценки эффективности применения присадки и определения ее количества, вводимого на одну тонну транспортируемого нефтепродукта для обеспечения перекачки дополнительного количества продукта или заданной производительности. Поэтому технологическим режимом перекачки по МНПП должны быть заданы следующие основные параметры (с указанием их значений):
-производительность МНПП или его участка при транспортировании нефтепродуктов без присадки;
-производительность МНПП или его участка при транспортировании нефтепродуктов с ПТП после полного заполнения;
-максимальное и минимальное количество ПТП, вводимой для обеспечения заданной производительности МНПП или его участка.
Технологический процесс транспортирования нефтепродуктов с применением ПТП предполагает ее непрерывный ввод в поток перекачиваемого нефтепродукта, а также выполнение определенных условий. Для получения максимального эффекта снижения гидравлического сопротивления трубопровода необходимо, чтобы:
- на участке МНПП, на котором осуществляется ввод ПТП, имел место турбулентный режим течения;
- при снижении потерь давления на участке ввода ПТП не появлялась перевальная точка, не наблюдалось снижение подпоров перед насосными агрегатами ниже допустимого при увеличении расхода, а также рабочая точка находилась в зоне оптимальных КПД. При организации последовательной перекачки нефтепродуктов с ПТП должно быть предусмотрено накопление товарной формы ПТП в количествах, достаточных для обработки всей перекачиваемой партии нефтепродукта.
На основании опыта проведения транспортировок нефтепродуктов с противотурбулентной присадкой по МНПП ОПО «АК «Транснефтепродукт», нами совместно со специалистами ОАО «Юго-Запад Транснефтепродукт» и ОАО «Петербургтранснефтепродукт» предлагается внести следующие дополнения к Правилам технической эксплуатации магистральных нефтепро-дуктопроводов, табл. 3.14.
Оценка экономической эффективности применения ПТП при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
Экономическая эффективность применения противотурбулентной присадки определяется той величиной дополнительной чистой прибыли, которую может получить транспортная компания при ее использовании на магистральных нефтепроводах или нефтепродуктопроводах.
Предполагается, что введение присадки в количестве т (т/час) на лимитирующем участке позволит увеличить не только его пропускную способность, но и объем перекачки по всему трубопроводу.
Затраты на перекачку нефтепродуктов можно разделить на постоянные, не зависящие от объема перекачки, и переменные, к которым относятся расход электроэнергии, затраты на присадку и др.
Получаемая компанией дополнительная тарифная выручка АВ от увеличения пропускной способности будет равна сумме тарифной выручки от перекачки продукта по трубопроводу дополнительного количества продукта AM за заданный период времени At АВ = АМ-Тн (4.11), где Тн - тариф на перекачку по магистральному трубопроводу.
Время Аґ = /, 4-12 + t} работы трубопровода с присадкой будет складываться из следующих составляющих, если объем партии где М0 - объем нефтепродукта, перекачиваемый за время А/ без противотурбулентной присадки, т; Vmp - объем лимитирующего участка трубопровода, м3.
1. Времени заполнения лимитирующего участка трубопровода нефтепродуктом с противотурбулентной присадкой, в процессе которого расход меняется от Q0 до Qn:
2. Времени вытеснения нефтепродукта с ПТП последующей партией топлива (ввод присадки не происходит)
3. Времени перекачки нефтепродукта с ПТП при полном заполнении участка
Дополнительное количество нефтепродукта, перекаченное за каждый период времени, будет равно
Таким образом, с учетом М0 = )0 р- At, общий объем перекаченного нефтепродукта можно определить
Как известно, тарифы являются единственным видом платежей, взимаемых компанией с пользователей системы магистральных нефтепродукто-проводов за услуги по транспортировке нефтепродуктов. Тарифы должны обеспечивать компании покрытие экономически обоснованных затрат, образование плановой чистой прибыли и уплату все налогов в соответствии с законодательством. При перекачке продукта с присадкой из-за увеличения производительности на отдельных участках сети возрастут затраты на электроэнергию, а также возникнут дополнительные расходы на приобретение присадки и оборудования.
Затраты на приобретение оборудования для ввода присадки 3об: 30б = К поб (4.23)
К - стоимость одного комплекта оборудования, руб.; поб - число точек ввода присадки, шт.
Изменение затрат электроэнергии Зэл на перекачку при ее использовании Мэо - затраты электроэнергии на перекачку топлива с производительностью Qo, Цэ - тариф на электроэнергию.
Дополнительная валовая прибыль ЛЯ, получаемая компанией от применения противотурбулентной присадки, будет равна: &П = АВ-ЕЗ = АВ-Зпр-Зэд-Зоб-За =
Удельная дополнительная валовая прибыль Пу на 1 т перекаченного нефтепродукта с присадкой с учетом рассмотренных составляющих затрат определяется выражением
