CC BY
77
УДК 622.692.4.053 https://doi.org/10.24411/0131-4270-2019-10601
АНАЛИЗ ОПЕРАТИВНЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ ОБЪЕМОВ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТЕПРОВОДОВ
ANALYSIS OF OPERATIONAL METHODS FOR INCREASING OF OIL PIPELINES TRANSFER
В.И. Суриков1, Ю.В. Лисин2, А.Р. Валеев2
1 ООО «НИИ Транснефть», 117186, Москва, Россия E-mail: [email protected]
2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1427-3048, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7197-605X, E-mail: [email protected]
Резюме: В статье рассмотрены способы оперативного увеличения объемов перекачки, приведен их краткий анализ и выполнено технико-экономическое сравнение на условном трубопроводе. Определено, что применение противотурбулентных присадок выгодно при непродолжительном повышении пропускной способности и экономический эффект падает по мере увеличения продолжительности применения. Использование частотно-регулируемого привода и проведение работ по восстановлению пропускной способности трубопровода на основе определения фактического остаточного ресурса трубопроводов показывают положительные результаты через 1-3 года реализации. Снижение уставок показало наилучшие результаты по сравнению с рассмотренными методами, однако данный метод имеет ограниченный диапазон реализации. Выборочный ремонт секций показал наименьший экономический эффект в качестве оперативного метода увеличения объемов перекачки.
Ключевые слова: магистральный трубопровод, повышение пропускной способности, восстановление рабочего давления, предвключенное шнековое колесо, частотно-регулируемый привод, выборочный ремонт секций.
Для цитирования: Суриков В.И., Лисин Ю.В., Валеев А.Р. Анализ оперативных методов увеличения объемов перекачки нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 5-6. С. 5-9.
DOI: 10.24411/0131-4270-2019-10601
Vitaliy I. Surikov1, Yuriy V. Lisin2, Anvar R.Valeev2
1 The Pipeline Transport Institute LLC, 117186, Moscow, Russia E-mail: [email protected]
2 Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1427-3048, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7197-605X, E-mail: [email protected]
Abstract: The paper is devoted to ways of operative increase of the pipeline capacity; it provides a brief analysis of them, and performs a technical and economic comparison on a conditional pipeline. It is determined that the use of anti-turbulence additives is beneficial if the throughput increases for a short time and the economic effect decreases as the duration of application increases. The use of a frequency-controlled drive and restoring of pipeline throughput on the basis of determining the actual remaining life of the pipelines show positive results in 1-3 years of implementation. Pressure reduction at the entrance showed the best results, but this method has a limited range of implementation. Selective repair of sections showed the least economic effect as an operational method of increasing the volume of pumping.
Keywords: trunk pipeline, increased capacity, recovery of working pressure, pre-worm gear, frequency-controlled drive, selective repair of sections.
For citation: Surikov V.I., Lisin YU.V., Valeev A.R. ANALYSIS OF OPERATIONAL METHODS FOR INCREASING OF OIL PIPELINES TRANSFER. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2019, no. 5-6, pp. 5-9.
DOI: 10.24411/0131-4270-2019-10601
Введение
Современная экономическая и политическая ситуация в мире оказывает значительное влияние на трубопроводный транспорт в России и постоянно бросают нефтегазовой отрасли новые вызовы. Для своевременного и полного ответа на подобные вызовы необходимо иметь возможности быстрого решения поставленных задач, которыми могут стать задачи оперативного изменения объемов перекачки углеводородного сырья по определенным направлениям. Это ведет к необходимости иметь в наличии надежные методы оперативного и эффективного повышения пропускной способности трубопроводов.
Однако даже при стабильной экономической и политической ситуации в мире и России могут происходить изменения суточных и годовых объемов перекачки нефти и нефтепродуктов. Причинами могут быть следующие факторы [1, 2]:
- различный режим работы поставщиков нефти, нефтепровода и потребителей (нефтеперекачивающих заводов), ведущий к переменной загрузке нефтепровода;
- изменение реологических параметров нефти вследствие сезонного изменения температуры, а также состава нефтесмесей;
- технологические факторы: отключение электроснабжения, отсутствие достаточных запасов нефти на головной станции или свободной емкости на конечном пункте и т.д.;
- аварийные или плановые ремонтные работы, отказы оборудования, срабатывание защит.
Некоторые из этих факторов действуют постоянно, другие возникают случайно. Колебания производительности затрудняют эксплуатацию нефтепроводов, снижают надежность работы трубопроводных систем, приводят к увеличению себестоимости перекачки, а также к нерациональному расходу электроэнергии.
В данной статье рассмотрены методы повышения пропускной способности нефте- и нефтепродуктопроводов, которые в первую очередь отличаются высокой оперативностью реализации.
Проанализированы следующие методы: применение противотурбулентных присадок (ПТП), снижение уставок на
- 6 • 2 019
5
входе в станцию, выборочный ремонт секций и восстановление давления в трубопроводе, а также установка частотно-регулируемых приводов (ЧРП).
Применение частотно-регулируемого привода для увеличения объемов перекачки
Известно, что применение частотно-регулируемого привода позволяет получить множество положительных эффектов: повышение плавности изменения режимов трубопроводов, улучшенное управление технологическим процессом, точное регулирование подачи насосов и др. Но отличительным качеством ЧРП является возможность повышения скорости вращения вала выше номинальной, что ведет к повышенной подаче насоса, а значит, и к увеличению объемов перекачки нефти.
Стоит отметить, что существуют определенные риски от использования данного метода, поскольку эксплуатация подшипниковых и других узлов происходит при большей нагрузке, что может снизить надежность работы насосного агрегата.
Произведем оценку использования данного метода.
В некоторых работах принимается, что КПД насосного агрегата при применении ЧРП не меняется, однако на самом деле это не так [3]: преобразование частоты в ЧРП происходит не с 100% КПД. Таким образом, применение ЧРП в некоторых случаях может привести к дополнительным затратам, а именно в случае работы насоса на оптимальной частоте вращения и выше нее. Рассмотрим, как формируется КПД при применении ЧРП. В целом КПД насосного агрегата равно:
„чрп -П • Т1ЧРП
Чна Ччрп 'юл '1н > где пчрп - КПД ЧРП при преобразовании частоты тока; пэл -КПД электродвигателя; пчрп - изменение КПД насоса при применении ЧРП.
В целом КПД при применении ЧРП изменяется следующим образом согласно [4]:
пГ<
1-к
1-
\Пном J
пном
Чн
1
1-
о
\2,3
Он
ном у
использования ЧРП на других объектах. Проанализировав источник [3], мы получаем, к « 0,104.
Таким образом, дополнительная затрачиваемая мощность электроэнергии при повышении объемов перекачки с Q0 до Q при установке ЧРП вычисляется по формуле
N
pgHQ рдН^0
чрп
чрп Чна
где Н0 и Н - напор, создаваемый насосами до и после увеличения объемов перекачки; пна - КПД насосного агрегата до увеличения объемов перекачки.
Отсюда формируются дополнительные затраты на электроэнергию.
Применение противотурбулентной присадки для увеличения объемов перекачки
Применение ПТП является распространенным и эффективным методом повышения пропускной способности трубопровода, но в то же время характеризуется высокими затратами на их приобретение.
Положительным фактором применения ПТП является низкая стоимость на установку пунктов ввода ПТП. При этом достаточное большое количество трубопроводов уже оснащено ими.
В ряде случаев, когда повышенная производительность должна быть оперативно обеспечена за небольшое временя, можно применять мобильный комплекс, смонтированный на автомобильном шасси и включающий специальный контейнер для присадки, снабженный системой рециркуляции, насос-дозатор переменной производительности, объемный расходомер, средства ручного и автоматического контроля скорости закачки присадки [5].
Эффективность использования данного метода зависит от типа присадки, режима работы трубопровода, особенностей перекачки, поэтому единой формулы для оценки применения ПТП не существует. Фактически эффективность использования ПТП определяется индивидуально под каждый трубопровод. Но в общих чертах эффективность присадки обычно достигает примерно 30%, объем ввода ПТП составляет около 50-100 г/т.
где п - число оборотов ротора; пном - номинальное число оборотов ротора; Q - подача насоса; Qном - номинальная подача насоса; к - коэффициент пропорциональности, значение которого принимается по рекомендациям либо определяется из результатов испытаний. Согласно [4], он может изменяться от 0,28 до 1,54 в зависимости от типа насоса.
Поскольку настройка режима работы ЧРП происходит таким образом, что расход насоса становится равным номинальному при описанной частоте вращения вала, то данную формулу предлагается переписать в следующем виде:
К = 1- к
1- -О-
@ном J
Здесь функция К показывает снижение КПД ЧРП при уменьшении расхода. Отметим, что данная функция зависит от типа насоса, и желательно ее определять по опытно-промышленным испытаниям. Однако ее можно оценить по опыту
Выборочный ремонт секций и восстановление давления в трубопроводе
Длительно эксплуатируемые трубы характеризуются наличием секций, несущая способность которых снижена. После проведения исследований по определению фактического состояния трубопровода посредством внутритруб-ной диагностики возможно определение данных секций и их замена. Вследствие этого давление в трубопроводе может быть восстановлено, если оно ранее было снижено.
Также в ряде случаев снижение давления в трубопроводе могло происходить не только по причине технологической необходимости, а по требованию определенных норм и рекомендаций. Данная ситуация объясняется долгой эксплуатацией многих трубопроводов в России, поэтому их остаточный ресурс уменьшается [6].
Однако проведение исследования натурных образцов трубопровода, находящихся в условиях длительной эксплуатации, показали, что существующие принципы снижения рабочего давления являются завышенными [7]. Таким образом, при проведении внутритрубной диагностики и
на
2
П
2
натурных испытаний труб рабочее давление в трубопроводе может быть восстановлено, то же относится и к пропускной способности трубопровода.
При реализации данного метода эксплуатационные затраты отсутствуют. Затраты формируются расходами на внутритрубную диагностику, натурные испытания и выборочный ремонт труб.
Снижение уставок на входе в станцию
Перспективным методом повышения пропускной способности трубопровода является установка предвключен-ных шнековых колес. Данные колеса позволяет несколько снизить напор и в значительной мере уменьшить кавита-ционный запас насосов. Это дает возможность снизить уставки на входе в станцию. В результате располагаемый перепад давления увеличивается, что, в свою очередь, ведет к повышению пропускной способности трубопровода.
Применение шнеков позволяет уменьшить кавитацион-ный запас в различных случаях на 1-16 м в зависимости от типа насоса. При снижении уровня минимального давления на станции на 1-2 м увеличение годового объема перекачки составляет до 1,3%. Наибольший общий эффект достигается для ламинарного режима течения нефти - до 10% повышения пропускной способности трубопровода, для турбулентного режима течения - до 5%.
Данный метод выгодно отличается низкими затратами на модернизацию насосного агрегата.
Сравнение методов оперативного увеличения пропускной способности трубопровода
Произведем качественное сравнение следующих методов оперативного повышения пропускной способности:
- применение ЧРП;
- применение ПТП;
- снижение уставок на входе станций при помощи пред-включенных шнековых колес;
- выборочный ремонт секций;
- проведение работ по восстановлению пропускной способности трубопровода на основе определения фактического остаточного ресурса трубопроводов (без выборочного ремонта секций).
Произведем технико-экономическую оценку на основе условного трубопровода со следующими исходными данными: трубопровод 530x10 мм; плотность нефти -900 кг/м3; длина трубопровода - 150 км; установлены насосы НМ1250-260; для повышения расчетного давления на 1% необходимо заменить 0,35 км трубопровода;
расчетный срок - 10 лет; пропускная способность до реализации методов - 1250 м3/ч.
Приняты следующие условные стоимостные характеристики: замена 1 км трубопровода - 50 млн руб.; 1 тонна ПТП - 0,3 млн руб.; стоимость установки ЧРП - 10 млн руб.; установка предвключенных шнековых колес - 5 млн руб.; проведение работ по восстановлению пропускной способности трубопровода на основе определения фактического остаточного ресурса трубопроводов - 10 млн руб.; тариф на перекачку нефти - 16 руб/100 т-км; тариф на электроэнергию - 2,1 руб/кВт-ч.
Результаты расчетов приведены в табл. 1.
Анализ данных табл. 1 показывает, что выборочный ремонт секций характеризуется на порядок более высокими затратами, которые превышают дополнительную выручку. Также данный метод отличается наибольшей длительностью реализации, далее рассматриваться здесь не будет. Остальные данные проиллюстрированы на рис. 1.
Оценка применения ПТП показала типовую для него картину: данный метод выгоден при непродолжительном повышении пропускной способности. Но значительное повышение пропускной способности в течение длительности времени оказывается невыгодным в силу высокой стоимости ПТП.
Использование ЧРП и проведение работ по восстановлению пропускной способности трубопровода на основе определения фактического остаточного ресурса трубопроводов показывают положительные результаты через 1-3 года реализации, поскольку требуют низких инвестиционных затрат, а дополнительные эксплуатационные затраты невысоки или отсутствуют.
Снижение уставок показало наилучшие результаты, однако данный метод имеет ограниченный диапазон реализации (в большинстве случаев не более 5% повышения пропускной способности).
Положительный экономический эффект от применяемых методов представлен на рис. 2.
Заключение
Проведенный анализ показывает, что помимо применения ПТП оперативными методами повышения пропускной способности трубопровода могут также являться использование ЧРП для получения частоты вращения вала выше 100%, снижение уставок на входе станций при помощи предвклю-ченных шнековых колес, а также исследование фактического остаточного ресурса длительно эксплуатируемых трубопроводов с использованием натурных испытаний труб,
Метод повышения пропускной Повышение пропускной способности, %
способности 1 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
Применение ЧРП 20,4 20,9 21,8 22,7 23,7 24,8 25,9 27,0 28,3 29,6 31,0
Применение ПТП 7,0 16,4 42,6 79,3 126,8 185,8 256,8 340,3 436,9 547,0 671,3
Восстановление пропускной способности трубопровода 10,4 10,9 11,8 12,7 13,7 14,7 15,7 16,8 17,9 19,0 20,2
Снижение уставок 5,4 5,9 6,8 7,7 8,7 9,7
Выборочный ремонт секций 320,4
Дополнительная выручка 22,7
635,9 1266,8 1897,7 2528,7 3159,8 45,4 90,7 136,1 181,4 226,8
3790,9 4422,0 5053,3 5684,6 6316,0 272,2 317,5 362,9 408,2 453,6
I Таблица 1
Экономическая оценка методов оперативного увеличения пропускной способности трубопровода, млн руб.
1000
100
10
0
I
что позволит восстановить рабочее давление в трубопроводе, если оно было ранее снижено.
Проведенная оценка экономического эффекта для условного трубопровода показала, что при малом требуемом повышении пропускной способности (1-3%) применение ПТП является наиболее оптимальным решением. Однако при значительном увеличении пропускной способности экономический эффект снижается вплоть до отрицательного при значительном росте объема перекачки.
При более высоком повышении пропускной способности (3-5%) рационально использовать применение предвключенных шнековых колес. Этот метод является крайне перспективным, поскольку при его реализации не происходит повышения рабочего давления в трубопроводе, что исключает дополнительные нагрузки.
Восстановление пропускной способности длительно эксплуатируемых трубопроводов путем восстановления рабочего давления становится все более перспективным на фоне увеличения среднего срока службы отечественных трубопроводов. Однако конкретный эффект может быть определен только после проведения исследований на каждом отдельно взятом трубопроводе.
Также перспективным методом, но несколько уступающим по экономической эффективности двум упомянутым методам, является использование ЧРП на повышенных оборотах. Но нельзя не отметить, что это вызывает дополнительную нагрузку на трубопровод (вследствие повышения давления в нем), а также на узлы и детали насосного агрегата. Эффект применения данного метода будет высок для трубопроводов, где уже установлено ЧРП, поскольку инвестиционные затраты отсутствуют. Но в силу того что ЧРП обычно устанавливаются
|Рис. 1. Стоимость реализации оперативных методов повышения пропускной способности трубопровода
20
11 12 13 14 Повышение пропускной способности, % 1 - выручка; 2 - ПТП; 3 - ЧРП; 4 - восстановление давления; 5 - снижение уставок
Рис. 2. Положительный экономический эффект от реализации оперативных методов повышения пропускной способности трубопровода
1000
100
10
0
1
У
4
О 3 4 1 о 11 2 1 3 1
Повышение пропускной способности, % 1 - снижение уставок; 2 - восстановление давления; 3 - ЧРП; 4 - ПТП
на трубопроводы с уменьшенными объемами перекачки по отношению к проектным, данный случай маловероятен.
В заключение стоит отметить, что разработка и надежное владение методами оперативного увеличения пропускной способности магистральных трубопроводов позволят более полно отвечать на возникающие вызовы перед нефтегазовой отраслью страны.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. СПб.: Недра, 2008. 488 с.
2. Зайцев Л.А. Регулирование режимов работы магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1982. 240 с.
3. Шабанов В.А., Хакимов Э.Ф., Шарипова С.Ф. Анализ коэффициента полезного действия магистральных насосов эксплуатируемых нефтепроводов при использовании частотно- регулируемого электропривода в функции регуляторов давления // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн., 2013. № 1. С. 324-333.
4. Поспелов, А.А., Виноградов В.Н., Ледуховский Г.В. и др. Сравнительный анализ методик построения рабочих характеристик насосов с частотно-регулируемым электроприводом // Вестник ИГЭУ, 2007. № 2. С. 8-14.
5. Гареев М.М., Лисин Ю.В., Манжай В.Н. и др. Противотурбулентные присадки для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов. СПб.: Недра, 2013. 228 с.
6. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Ямалеев К.М. и др. Старение труб нефтепроводов. М.: Недра, 1995. 218 с.
7. Суриков В.И., Лисин Ю.В. Повышение пропускной способности нефтепроводов в условиях малых экономических и временных затрат / Трубопроводный транспорт - 2017: Мат. XII Междунар. учеб. науч.-практ. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2017. С. 185-186.
REFERENCES
1. Korshak A.A., Nechval' A.M. Proyektirovaniye iekspluatatsiya gazonefteprovodov [Design and operation of gas and oil pipelines]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2008. 488 p.
2. Zaytsev L.A. Regulirovaniye rezhimov raboty magistral'nykh nefteprovodov [Regulation of operating modes of main oil pipelines]. Moscow, Nedra Publ., 1982. 240 p.
3. Shabanov V.A., Khakimov E.F., Sharipova S.F. The analysis of the efficiency of main pumps of operating oil pipelines when using a frequency-controlled electric drive in the function of pressure regulators. Neftegazovoye delo, 2013, no. 1, pp. 324-333 (In Russian).
4. Pospelov, A.A., Vinogradov V.N., Ledukhovskiy G.V. Comparative analysis of methods for constructing the performance characteristics of pumps with a frequency-controlled electric drive. Vestnik IGEU, 2007, no. 2, pp. 8-14 (In Russian).
5. Gareyev M.M., Lisin YU.V., Manzhay V.N. Protivoturbulentnyyeprisadkidlyasnizheniyagidravlicheskogosoprotivleniya truboprovodov [Anti-turbulent additives to reduce the hydraulic resistance of pipelines]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2013. 228 p.
6. Gumerov A.G., Zaynullin R.S., Yamaleyev K.M. Stareniye trub nefteprovodov [Aging of oil pipelines]. Moscow, Nedra Publ., 1995. 218 p.
7. Surikov V.I., Lisin YU.V. Povysheniye propusknoy sposobnosti nefteprovodov v uslovii malykh ekonomicheskikh i vremennykh zatrat [Increasing the capacity of oil pipelines in the conditions of low economic and time costs]. Trudy XII Mezhd. ucheb. nauch.-prakt. konf. «Truboprovodnyy transport -2017» [Proc. of XII Intern. educational and scientific practical conference. «Pipeline transport-2017»]. Ufa, 2017, pp. 185-186.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Суриков Виталий Иванович, заместитель директора Центра стали, сварки и прочностных расчетов, ООО «НИИ Транснефть». Лисин Юрий Викторович, д.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Валеев Анвар Рашитович, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Vitaliy I. Surikov, Deputy Director of the Сenter of steel, welding and
strength calculations, The Pipeline Transport Institute LLC.
Yuriy V. Lisin, Dr. Sci (Tech.), Assoc. Prof. of Department of Transport and
Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Anvar R. Valeev, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of
Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological
University.
